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ABB為阿聯酋阿布扎比在建的全球最大反滲透式海水淡化工廠提供領先技術。這項投資5億美元的項目建成后將日處理海水90多萬立方米,滿足35萬多戶家庭的需求。 塔維勒水廠位于阿布扎比以北約45公里處,采用反滲透技術對海水進行淡化,供當地社區和工業使用。該項目將從規模、效率和每噸淡水極低的生產能耗成本為行業設定新的基準。 阿布扎比塔維勒水廠將于2022年第四季度投運,預計將日產淡水909,200噸。該水廠將在滿足高峰用水量方面發揮關鍵作用,預計2017至2024年間,該地區高峰用水量將增長11%。 作為全球電氣技術的領導者,ABB積極參與到塔維勒水廠項目建設中,攜手項目EPC總承包方山東電力建設第三工程有限公司,為項目提供領先的中低壓電氣解決方案,保證供電連續性,提高系統運行效率,降低維護成本。ABB將向該海水淡化項目提供30臺UniGear ZS3.2中壓開關柜和250臺MNS Digital低壓開關柜。 “我們非常自豪,ABB的技術將用于塔維勒水廠,這將有助于阿聯酋實現建設更可持續、自主和高效的水和能源設施的目標。預計投產后,該水廠將滿足35萬多戶家庭的用水需求。水顯然是一個國家繁榮和增長的關鍵因素,今天是世界水日,我們很高興為打造安全、智慧和可持續的未來貢獻力量”,ABB電氣中東和非洲負責人Loay Dajani表示。 在配電系統中,開關柜用于控制、保護和隔離電氣設備,確保連續供電。已交付的ABB MNS開關柜將智能設備與數據接口結合,支持開關設備的遠程操作監控和基于狀態的維護。 在項目中,ABB還提供了廣泛的中低壓電機和變頻器,確保工廠水泵的高效穩定運行。ACS580MV中壓變頻器將電機的速度和扭矩與水泵需求相匹配,從而實現節能。 ABB電氣中國總裁趙永占表示,供電可靠性和電能管理對海水淡化工程的長期可靠運行及高效運營至關重要,ABB能夠為海水淡化項目提供完整的電氣解決方案。在中國,為中國和世界,我們很榮幸與全球知名EPC總承包商山東電力建設第三工程有限公司攜手合作,為阿布扎比這一標志性的項目提供領先的配電技術。ABB致力于為成為中國企業的優選合作伙伴,期待我們利用各自的優勢在全球市場實現合作共贏?!?從1993年開始,每年的3月22日為“世界水日”,旨在提升公眾對水資源的意識,目前,全球仍有22億人缺乏安全的飲用水。 在全球范圍內,ABB解決方案提升人們獲取安全、清潔飲用水和衛生設施的機會,并推動工業、農業和城市里水的可持續利用。例如,ABB端到端解決方案幫助當地水務部門跟蹤、衡量和優化印度西南部科帕干旱地區的用水情況; ABB幫助阿曼Al Ghubra海水淡化廠提升生產能力;ABB自動化系統幫助越南胡志明市的老化供水管網進行現代化改造。 ABB(ABBN: SIX Swiss Ex)是全球技術領導企業,致力于推動社會與行業轉型,實現更高效、可持續的未來。ABB 通過軟件將智能技術集成到電氣、機器人、自動化、運動控制產品及解決方案,不斷拓展技術疆界,提升績效至新高度。ABB擁有130多年的卓越歷史,業務遍布全球100多個國家和地區,員工人數達10.5萬。ABB在中國擁有研發、制造、銷售和工程服務等全方位的業務活動,27家本地企業,1.5萬名員工遍布于約130個城市,線上和線下渠道覆蓋全國約700個城市。...
在“十三五”期間,我國能源在黨中央“創新、協調、綠色、開放、共享”五大發展理念和習近平總書記“四個革命、一個合作”能源戰略思想指導下質、量齊增,一方面保障了經濟社會的穩步發展,為社會進步提供了穩定、充足的能源保障;另一方面增加了清潔能源供應,使能源結構不斷優化,為生態文明建設提供了有力的支撐。 “十三五”能源發展取得的成就 縱觀“十三五”,國民經濟發展規劃綱要中能源發展的約束性目標已經基本完成,能源專項規劃不同程度地完成和超額完成,僅天然氣發展目標完成難度較大?!笆濉逼陂g我國能源發展取得了以下成就: 能源生產和能源消費持續增長 2019年全國能源消費量達到了48.6億噸標煤,比2015年增加了5.6億噸標煤,年均增長1.4億噸。其中煤炭消費量約為39.3億噸,比2015年增加了約1億噸,平均每年增加約2500萬噸;石油消費量達到6.6億噸,比2015年增加了1.2億噸,平均每年增加超過3000萬噸;天然氣表觀消費量3067億立方米,比2015年增加了1134億立方米,年均增加近300億立方米;全社會用電量達到了7.2萬億千瓦時,比2015年增長近1.5萬億千瓦時,年均增加近4000億千瓦時(見表1)。 能源結構明顯改善 從生產端看,清潔能源供給能力增強,能源品種多元化水平提高。非化石能源裝機比重從2015年的35%提高到2019年的40.8%,增加了5.8個百分點,提前超額完成“十三五”目標;非化石能源發電量占比從2015年的27%增加到2019年的30.4%,增加了3.4個百分點;2019年煤電發電量已達4.56億千瓦時,電煤“十三五”中期(2018年)在全部煤炭消費中的占比已經達到53.9%,比2015年的49%提高了4.9個百分點,已完成“十三五”目標(55%)的82%。從煤炭的利用高效率看,2019年和2015年相比,燃煤發電量增加了6000多萬千瓦時,折合電煤消耗量約2.7億噸,期間煤炭消費量增加近1億噸,散煤減少約1.7億噸,煤炭使用效率大幅提升,為減少散煤消費做出了重要貢獻。 從消費端看,2019年全年清潔能源消費量約11億噸標準煤,占能源消費總量的23.4%,與2015年相比提高了5.4個百分點。非化石能源和天然氣分別貢獻了3.2和2.2個百分點。電能在終端能源消費的占比為26%,比2015年提高了約3個百分點。煤炭消費比重從2015年的64%下降到2019年的57.7%,提前完成“十三五”目標。 二氧化碳排放強度和污染物排放水平大幅下降 在低碳方面,2019年我國單位GDP二氧化碳排放水平下降17.9%,基本完成“十三五”提出的降低18%的目標。低碳水平提升除了能效大幅提高的貢獻外,非化石能源應用起到了重要作用,按照全國非化石能源發電量2.39億千瓦時計算,僅非化石能源應用減排二氧化碳總量已經超過了20億噸。 在清潔方面,2019年我國電力清潔發展水平顯著提升,其中煙塵、二氧化硫和氮氧化物排放量分別約為18萬噸、89萬噸和93萬噸,分別較2015年排放量下降了22萬噸、111萬噸和87萬噸,降幅分別達55%,55.5%和48.3%。截至2019年底,我國86%以上的煤電裝機達到超低排放限制,總量約8.9億千瓦,為能源的清潔化做出了巨大貢獻。 關鍵領域改革逐步深化 在習近平總書記“推動能源體制革命,還原能源商品屬性”的發展要求指導下,以充分發揮市場配置資源決定性作用和更好發揮政府作用為核心的能源體制機制深化改革在關鍵領域先后實施,2015年和2017年分別出臺了深化電力體制改革和深化油氣體制改革的相關文件,從定價、交易、運行機制等多個方面提出深化改革的目標,并在“十三五”期間取得了一定的成果,如建立電力交易中心,構建完成“中長期+現貨+輔助服務”的電力市場體系,油氣管網基礎設施獨立,礦業權競爭性出讓,外資企業放開準入等。 技術水平不斷提升 隨著傳統化石能源開采難度的加大,在技術裝備方面也相應投入更多,“十三五”煤炭、石油、天然氣的開采、儲存、運輸、環保、安全等諸多領域都取得了顯著的成就,技術水平不斷提升。 三代核電技術順利推進,截至2019年底,我國核電總裝機已經達到4876萬千瓦,居全球第三;在建核電總裝機1387萬千瓦,居全球首位。 可再生能源領域繼續鞏固“十二五”已經取得的國際先進技術水平的優勢,在低風速和海上風電開發需求的引領下、在“領跑者”等政策的激勵下,風電與光伏先進技術應用規模大幅上升,可再生能源應用成本繼續下降。 核電和可再生能源技術的提升,促進了非化石能源占比提升,為加速能源轉型和提前實現碳排放達峰目標奠定了堅實的產業基礎。 “十三五”能源發展存在的問題 “十三五”期間雖然取得了很多的成果,但能源發展在深化“創新、協調、綠色、開放、共享”方面仍然存在諸多不足,體制機制障礙掣肘能源結構優化,能源革命需要更堅定的推動力進行助推。 調結構、減煤炭落實不到位 為了治理大氣污染,習近平同志多次強調“調整能源結構,減少煤炭消費,增加清潔能源供應”。實際的執行情況是,“十三五”的前四年煤炭增加了約1億噸,石油增加了1.3億噸,天然氣占比的發展目標比2015年增加10%,現在只完成了目標的81%,尤其是高污染和高排放的煤炭消費先降后增,從2013年連續下降了三年之后,2017年開始連續三年反彈?!笆濉逼陂g,煤炭不僅沒有減少,而且消費水平恢復到歷史高位,“大氣十條”減少煤炭消費量的努力幾乎清零(詳見圖1). 國家發展改革委、環境保護部、國家能源局2014年9月發布《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》中提出:“電煤占煤炭消費比重提高到60%以上”,“十三五”將該指標調整為55%,從實際完成情況看,“十三五”目標完成基本無壓力,但與《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》提出的高案目標還有一定差距,2020年實現目標存在較大難度。 能源效益持續下降 “十二五”以年均3.6%的能源消費增速和6.7%的電力消費增速支持了GDP年均7.8%的增長,規劃期內平均能源、電力消費彈性系數分別為0.46和0.86?!笆濉钡那八哪?,我國GDP平均增速為6.6%,能源、電力平均增速分別為3.1%和6.1%,平均能源、電力消費彈性系數分別為0.47和0.92?!笆濉逼陂g我國能源和電力的彈性系數水平高于“十二五”,可以看出我國的能源效率提升和產業結構調整都還沒有能夠全面貫徹綠色發展理念,需要進一步優化和提升(詳見圖2). 低碳目標未成為能源行業考核重點 “十三五”期間我國國民生產總值的碳強度雖然持續下降,但是,這主要是由于GDP增加帶動,并非二氧化碳排放絕對量減少造成。如圖3中,二氧化碳排放在2012-2016短暫的增長放緩之后,2017年又恢復快速增長,2019年二氧化碳排放總量突破了96億噸,約占全球排放量的30%。 區域之間發展不平衡 國家雖然制定了非化石能源比重、煤炭消費比重、單位GDP能源強度和單位GDP二氧化碳強度等五項約束性指標,并對非化石能源占比以外的四項約束性指標做了嚴格的分解落實,但是對于非化石能源占比這一約束性指標和天然氣占比這一預期性指標沒有規定明確的分解落實方案,導致這些緊約束和軟約束的目標沒有達到嚴格的落實。其中東部發達地區省份,除了廣東、福建一次能源消費中非化石能源占比超過20%,達到國家目標以外,其他省份都沒有達到非化石能源占比目標,其中上海、江蘇、安徽、山東、遼寧等省市,非化石能源消費占比不到5%,比全國平均水平低約10個百分點。在人均天然氣利用量方面,上述省份都沒有達到全國平均水平,上海人均天然氣消費量不到北京的1/3,浙江省的人均天然氣消費量不到全國平均水平80%。 地方發展清潔能源動力不足 目前,提升可再生能源應用比例,調整能源結構已經成為全球共識,構建清潔低碳、安全高效的能源體系也已經在十九大被確定為國家戰略。但是政策的落點不夠堅實,一方面地方發展清潔能源動力不足,開采和使用化石能源往往比利用可再生能源產生更好的地方經濟效益;另一方面,從機制框架的構建來看,可再生能源發展受限并不會使任何一級管理機構承擔相應的責任和不利后果,因此無論是利益驅動還是法則制約,都不足以讓地方政府全力發展可再生能源。 “十四五”能源發展展望 2020年9月22日,習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論中發表重要講話,表示中國將提高國家自主貢獻力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,爭取在2060年前實現碳中和。這是黨和國家在五大發展理念基礎上,又提出的量化目標指引。 能源發展需求 雖然“十四五”受中美貿易戰等外部形勢影響,經濟增速下行壓力增大,給能源發展帶來了一定的不確定性。但我國工業化、城鎮化進程尚未完成,經濟發展將由數量型推動轉變為質量型推動,在新型基礎設施建設、工業產品生產和居民生活消費等多方面因素拉動下,預計“十四五”能源需求仍將持續增長。如“十四五”期間國內生產總值(GDP)增速按5%考慮,能源彈性系數按0.4考慮,電力消費彈性系數按1考慮,假設2020年度能源消費仍維持在48.6億噸標準煤,全社會用電量為7.2萬億千瓦時,則2025年全國能源消費總量大約為53.7億噸標準煤,較2020年增加5.1億噸標準煤,平均每年增加1億噸左右。2025年全社會用電量將達到9.2萬億千瓦時,比2020年增加2萬億千瓦時,平均每年增加約4000億千瓦時?!笆奈濉蹦茉聪M和全社會用電量的增量分別為4.4億噸和1.5萬億千瓦時(詳見表3)。 能源是大氣污染物和二氧化碳的主要排放源,目前除了“大氣十條”對部分地區能源結構優化和能源的清潔利用有明確的要求之外,環境治理領域尚無針對能源結構優化的量化要求。但是考慮到煤電機組超低排放改造、居民生活散煤替代等措施的潛力有限,在不約束能源消費總量的前提下,若不進一步調整能源結構,抑制煤炭和石油消費,我國2025年二氧化碳排放量將有可能逼近110億噸,很難實現提前完成2030年二氧化碳排放達峰目標和2035年環境質量有根本性好轉的要求,更難以實現2060年碳中和目標。因此綜合清潔能源替代、保障能源安全、大氣污染防治和應對氣候變化等要求,2025年煤炭消費總量應該控制在38億噸以內,石油消費量需控制在7億噸以內,天然氣消費量增加到4300億立方米左右,即化石能源消費總量控制在43億噸標準煤左右,非化石能源占比提高到20%左右。屆時我國能源消費排放的二氧化碳為100億噸左右,為二氧化碳排放早日達峰奠定基礎。 能源發展目標 我國“十四五”能源發展應該在保障能源供應量的基礎上,在能源結構調整上加大力度,根據發展目標的重要程度,確定約束性、警示性和指導性的量化考核目標,并在此目標的基礎上完善政策引導體系,促進能源加速朝清潔低碳方向轉型。 能源發展需要關注的重點問題 為確?!笆奈濉逼陂g的能源供需平衡并且推進2030二氧化碳排放達峰和2060碳中和目標的實現,能源領域發展需要重點關注如下問題: 大力提高能源利用效率。我國能源綜合利用效率大體上是世界平均水平的一半,是發達國家1/4左右,是世界先進水平的1/6左右,“十四五”期間實現能源效率的提高,是經濟高質量轉型成功的標志,需力爭“十四五”末,我國GDP的能源強度達到世界平均水平,將規劃期末的能源消費增量控制在比2019年水平增加5億噸標煤以內。 嚴格控制化石能源消費總量。煤炭和石油既是高污染能源也是高碳能源,源頭治理是治污和減排最重要、最關鍵、最有效的手段,也是唯一能夠產生協同效應的手段??刂泼禾亢褪拖M總量而非能源消費總量,是在認可能源消費持續上升的基礎上促進能源結構優化的規劃方法。此外,控制煤炭消費總量還有助于煤炭占比的下降,降低煤炭保供的壓力,控制石油消費有利于降低我國石油對外依存度,確保能源供應安全,力爭化石能源消費控制在44億噸標煤以內。 要特別關注的是,由于國際油價的調整,市場會更多地選擇進口油氣,會加大化石能源消費比重,如果出現基礎設施過度投資,將可能造成基礎設施的高碳鎖定,為我國2030年二氧化碳排放達峰和2060年實現碳中和埋下隱患。 大幅度提高非化石能源比例。我國風能和太陽能資源非常豐富,且具備完備的產業基礎,已經初步具備發展成為主力能源的經濟競爭力。從“十三五”的發展經驗看,可再生能源的快速發展超出預期,配合核電的適度發展,非化石能源在能源消費中的比重仍有大幅提升的空間,其目標是2025年確保非化石能源占比達到19%,力爭20%,提前實現達峰目標。同時非化石能源占比的提高,尤其是實現對化石能源的存量替代,有助于能源供應安全和經濟的高質量轉型,推動能源由資源依賴向技術依賴過渡。 增加清潔能源供應。我國一次能源供應中清潔能源占比過低,終端用能中的清潔能源比重則更低,遠遠低于世界平均水平,與發達國家相比差距更大,不斷增加清潔能源供應不僅僅是保護環境的需要,也是提高經濟發展質量和提高人民生活質量的需要。 大力推動能源與環境氣候協同治理。國內外的經驗都證明,能源環境氣候可以協同治理,相互推進,國家應該在吸收國際先進經驗的同時,總結珠三角能源結構優化與環境治理即低碳發展的經驗,擴大協同治理的理念和范圍。努力控制高污染的能源使用,對煤炭和石油消費進行總量管理,達到控制化石能源消費總量,減少環境污染和溫室氣體排放的多重效益。...
2020年,一度黯然失色的磷酸鐵鋰電池重現曙光,邁入新的增長周期。 2020年磷酸鐵鋰電池占比持續上升,11月磷酸鐵鋰電池的裝車量在全材料類型占比已達到44.4%。 另據統計,11月我國動力電池裝車量10.6GWh,同比上升68.8%,環比上升80.9%,其中磷酸鐵鋰電池共計裝車4.7GWh,同比上升91.4%,環比上升95.5%。 磷酸鐵鋰電池的悄然升溫既有政策調整的原因,也與高性價比車型的陸續投放分不開。 2020年之前,補貼政策以高續航里程為導向,因此車企在車型研發上也格外追求高續航里程,以獲得最優補貼;然而到了2020年,續航里程在300公里以下的車型無法再獲得補貼,一些企業不得不開始降低對續航里程的追求,推出高性價比的車型。 2020年1-11月,A00級車型占比從2019年的21.9%提升至31.3%,主打A00級車型的五菱宏光和長城歐拉前11個月的銷量分別達到了8.1萬輛和4.2萬輛,位列純電動汽車銷量榜第3位和第5位。 除A00/A0級車外,特斯拉Model 3的標準續航里程版本也采用了磷酸鐵鋰電池;大眾在8月的中國汽車論壇上,明確未來將采用磷酸鐵鋰電池;梅賽德斯-奔馳則在10月的戰略發布會上提出中低續航版本車型將采用磷酸鐵鋰電池的構想。 同時,磷酸鐵鋰電池大勢逆襲的趨勢下,其產銷情況、市場集中度、價格以及生產工藝也隨之發生變化。 從產銷數據上看,2016年磷酸鐵鋰產量為7萬噸左右,2017-2018年產量保持在7-8萬噸,2019開始儲能領域的需求增長導致總產量提升至9-10萬噸,2020年由于下半年需求旺盛,磷酸鐵鋰產量增至14萬噸。 2021年新能源汽車、重卡、船舶、電化學儲能等多個領域需求共同釋放,估算明年磷酸鐵鋰保底需求25萬噸。 市場集中度方面,2020年磷酸鐵鋰電池市場集中度較高,幾家頭部企業占據了大概80%-90%的市場份額,德方納米、萬潤、貝特瑞、裕能等基本都是寧德時代的供應商。 從價格方面來看,磷酸鐵鋰材料從11月初開始漲價,正常漲幅是2000元/噸,而原材料碳酸鋰漲價幅度已超過1萬元/噸。 造成這種現象的主要原因是材料端龍頭企業集中,固定供貨給下游電池企業,在這種供需格局下,價格向下游傳導的可能性較??;而原料端由于產品相對標準化,除了作為磷酸鐵鋰材料,還可以供貨給其他行業,在下游供應上選擇更多。 目前,主流磷酸鐵鋰材料價格為3.5-4萬元/噸,儲能用磷酸鐵鋰材料價格為3.1萬元/噸左右,動力用磷酸鐵鋰材料價格為3.5萬元/噸。 生產工藝方面,當前磷酸鐵鋰電池主要有以下幾大工藝路線: 1.磷酸鐵工藝,該工藝是現階段國內磷酸鐵鋰電池的主流工藝,比亞迪、北大先行、國軒高科均采用這種工藝,其優勢在于生產的產品克容量和壓實密度較高; 2.硝酸鐵工藝,這種工藝生產的產品克容量稍低,但一致性較好,成本也更加可控; 3.鐵紅工藝,這種工藝生產的產品主要優勢在于產品成本較低,劣勢在于克容量和壓實密度較低,目前更適用于作為儲能電池,該工藝下80%-90%的產品均流向了儲能領域; 4.水熱法工藝,這種工藝成本極高,生產的產品可達7-8萬元/噸,其優勢在于低溫性能及倍率性能較好,但由于價格昂貴,產品大多用在軍工領域; 5. 磷酸鋰工藝,這是今年推出的新工藝,其優勢在于成本比較低,但磷酸鋰產品來源卻不穩定。 從生產工藝上看,磷酸鐵鋰電池并非十全十美,但不可否認的是,依據其安全性高、循環壽命長、制造成本低等優勢,磷酸鐵鋰電池市場需求依舊旺盛。 除了新能源汽車外,5G基站、電化學儲能、二輪車等其他領域的需求也呈現快速增長態勢,尤其是儲能領域,或成為磷酸鐵鋰電池的第二戰場。 上半年,中國鐵塔和中國移動先后進行5G基站備用電源磷酸鐵鋰電池儲能項目的招標,中標企業包括鵬輝能源、億緯鋰能、南都電源、中天科技、海四達、雙登集團、雄韜電源、光宇電源、力朗電池等。 近日,《中國鐵塔與中國電信備電用磷酸鐵鋰電池產品聯合集中招標項目招標公告》正式發布,招標預估量為2.09GWh。 未來中國至少需要新建或改造1438萬個基站,以單站能耗2700W、應急4h進行估算,5G基站儲能市場未來將提供155GWh的磷酸鐵鋰電池需求空間,對應的市場規模將超過1000億元。...
9月22日,我國宣布了力爭2030年前實現碳排放達峰、努力爭取2060年前實現碳中和的愿景,并在12月12日聯合國“2020氣候雄心峰會”上,進一步提出到2030年,國內生產總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右的目標,為攜手應對氣候環境挑戰提供了中國智慧、中國方案,充分展現了大國擔當。 碳達峰、碳中和的目標與愿景對于能源電力低碳化轉型提出了更高要求,面向2060年,我國能源電力在新形勢下呈現出新的中長期發展路徑。 能源結構加速演變 在能源需求總量方面,終端能源需求有望于2025年前后達峰,一次能源需求將于“十五五”期間達峰。終端能源需求峰值有望控制在37億噸標準煤左右,2035年、2050年和2060年分別達到34億噸、28億噸和24億噸標準煤左右。一次能源需求峰值有望控制在57億噸標準煤左右,2035年、2050年和2060年分別達到55億噸、51億噸和46億噸標準煤左右;其中化石能源需求峰值約為43億噸標準煤左右。 在能源利用效率方面,能效水平持續提升,單位GDP能耗水平有望于2040年以后達到世界先進水平,人均能源需求2030年前后達到峰值,約4噸標準煤左右。用能結構升級疊加節能潛力釋放將推動能源利用效率持續提升,人均一次能源需求將保持低速增長,2050年下降至3.6噸標準煤,遠低于同期美國和韓國的水平,略高于同期日本、法國和德國。2060年進一步下降至3.3噸標準煤。 在終端能源部門方面,各部門需求格局加速演變,建筑和交通部門相繼成為終端用能增長的主要動力。我國能源需求增長結構逐漸向均衡化演變,工業、建筑、交通部門用能占比到2035年分別為43%、32%和23%,2060年達到34%、36%和29%。其中,工業部門用能正處于高位徘徊階段,即將進入快速下降期;建筑部門用能在2040年前緩慢持續增長,成為推動終端能源需求增長的主要動力;交通部門用能在2035年前快速增長,是終端能源需求增長的重要引擎。 在終端能源品種結構方面,電氣化水平持續提升,電能占終端用能的比重有望在2050年和2060年分別達到約60%和70%,工業部門電氣化率穩步提升,建筑部門電氣化率最高,交通部門電氣化率提升最快。終端用能結構中,電能逐步成為最主要的能源消費品種,2025年后電力將取代煤炭在終端能源消費中的主導地位。電能占終端能源消費比重2025年、2035年、2050年、2060年有望分別達到約32%、45%、60%、70%。分部門來看,工業部門電氣化率穩步提升,2060年電氣化率從2020年的26%提升至2060年的69%;建筑部門電氣化水平最高、提升潛力最大,2060年電氣化水平提升至80%;交通部門電氣化水平提升最快,將從2020年的3%提升到2060年的53%。 在一次能源結構方面,非化石能源占比將在2040年左右超過50%,成為我國能源供應的主體,2060年非化石能源占一次能源比重有望達到約80%。一次能源低碳化轉型明顯,非化石能源占一次能源消費比重2025年、2035年、2050年、2060年分別有望達到約22%、40%、69%、81%。2035年前后非化石能源總規模超過煤炭。風能、太陽能發展快速,在2030年以后成為主要的非化石能源品種,2050年占一次能源需求總量比重分別為26%和17%,2060年進一步提升至31%和21%。 在能源對外依存度方面,我國油氣對外依存度先升后降,中長期來看能源安全問題逐步好轉,我國能源整體對外依存度將長期保持20%以下。我國石油和天然氣對外依存度近中期將在高位徘徊,對外依存度分別在2025年和2035年之后顯著下降,2050年分別達到53%和31%,2060年分別降低至42%和21%。 電網資源配置能力持續提升 在電力需求方面,全社會用電量仍有較大增長空間,2035年后進入飽和增長階段,2050年有望增長至14萬億千瓦時左右。我國電力需求將持續增長,增速逐步放緩,2025年、2035年、2050年、2060年分別達到約9.8萬億千瓦時、12.4萬億千瓦時、13.9萬億千瓦時、13.3萬億千瓦時。2050年后我國人均用電量將達到10000千瓦時左右,介于當前日本、德國等高能效國家水平與美國、加拿大等高能耗國家水平之間。 在電源發展方面,電源裝機總量2025年、2035年、2050年將分別達到30億千瓦、40億千瓦、50億千瓦以上。各類電源發展呈現出“風光領跑、多源協調”態勢。我國電源裝機規模將保持平穩較快增長,2025年、2035年、2050年、2060年分別達到約31億千瓦、47億千瓦、55億千瓦、57億千瓦左右。陸上風電、光伏發電將是我國發展最快的電源類型,2060年兩者裝機容量占比之和達到約60%,發電量占比之和達到約45%。為應對新能源大規模發展帶來的電力、電量平衡與系統安全穩定運行問題,仍需各類常規電源發揮重要作用。煤電裝機容量將在“十五五”期間達峰,峰值約為12億~13億千瓦,未來宜通過延壽,確保其長期在電力系統中發揮電力平衡、調節支撐和電量調劑功能,對我國保障電力供應安全起到托底保障作用。氣電、核電、水電等常規電源仍將保持增長態勢,發展空間受限于經濟性、站址、資源條件等因素。 在電網發展方面,電網大范圍資源配置能力持續提升,2035年、2060年跨區輸電容量將達4億千瓦、5億千瓦以上,全國互聯電網的重要性愈加凸顯。我國跨區輸電通道容量仍有較大增長空間,2035年區域電網間互聯容量將由當前的1.5億千瓦增長至約4億千瓦,此后增速放緩。西北地區、西南地區為主要送端,華東地區、華中地區和華北東部地區為主要受端,資源富集區外送規模呈逐步擴大趨勢,尤其是在2035年之前將保持快速發展。電網作為大范圍、高效率配置能源資源的基礎平臺,重要性愈加凸顯,將在資源配置與調節互濟方面發揮關鍵作用。 在系統新技術方面,需求響應與新型儲能迎來發展機遇期,2060年規模分別有望達到3億~4億千瓦、4億~5億千瓦,兩者容量之和超過最大負荷的30%。隨著能源互聯網逐步建成,需求側資源將在我國電力系統中發揮重要作用。預計2060年我國需求響應規模有望達到3.6億千瓦左右。新型儲能在2030年之后迎來快速增長,2060年裝機將達4.2億千瓦左右。兩者將成為未來電力系統重要的靈活性資源,保障新能源消納和系統安全穩定運行。 碳排放目標有望超額實現 從能源碳排放演化趨勢來看,能源消費產生的二氧化碳排放于2025年前后達峰,2035年后進入快速下降通道,單位GDP二氧化碳排放量下降目標有望超額實現。能源消費產生二氧化碳排放量增長趨緩,有望在“十五五”前期達到峰值,峰值控制在105億噸以下,此后呈現穩中有降態勢,2060年能源消費產生碳排放約6億噸,低于屆時碳吸收能力(10億~20億噸),同時為非能源消費碳排放等其他排放源留出了一定空間。從碳排放強度來看,2030年單位GDP二氧化碳排放強度比2005年下降75%以上,下降幅度能夠超額完成既定目標。 從部門貢獻來看,電力部門為能源碳減排作出顯著貢獻,近期以替代方式助力終端用能部門減排,遠期以加速減排推動能源碳排放大幅降低。電氣化水平提升伴隨著更多碳排放從終端用能部門轉移到電力部門,支撐實現了終端用能碳排放的大幅降低。隨著清潔能源發電量占比逐漸提升,電力部門碳排放總量在“十五五”前期達峰,峰值水平不超過45億噸??紤]疊加碳捕集、利用與封存(CCUS)作用,2035年之后電力系統碳排放快速下降,2060年基本實現凈零排放,有力推動了能源消費產生碳排放的大幅下降。...
當前,低碳化作為全球性的發展趨勢,已經獲得了主要經濟體的共識。9月22日,中國國家主席習近平在第七十五屆聯合國大會上宣布:中國將提高國家自主貢獻力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現碳中和。10月29日,中共中央十九屆五中全會通過的《中共中央關于制訂國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二O三五年遠景目標的建議》提出:降低碳排放強度,支持有條件的地方率先達到碳排放峰值,制定2030年前碳排放達峰行動方案;展望2035年,碳排放達峰后穩中有降。 當前,正值中國的經濟進入高質量發展階段,這也意味著,碳中和目標的實現勢必伴隨著巨大的模式創新和各個產業的新一輪技術變革。各個產業向電氣化和數字化轉型升級的過程,也恰恰是為低碳化和可持續發展鋪就的一條創新之道。 在這方面,承載和保障著國計民生穩健運轉、在能源分配和消納中承擔重要作用的電力系統,也正積極邁入通向低碳化的快行道,為全社會的可持續發展率先樹立典范。剛剛落幕的中國國際電力設備及技術展覽會,重點聚焦了我國能源電力轉型持續深入下“一站式輸配電、電力自動化、監測及智能儀表、電力物聯網/數字化電網、電力智能制造裝備及數據中心”等領域的新技術與新發展。作為中低壓配電領域專家,施耐德電氣通過全面升級的中低壓一體化的智能配電解決方案,打造智能配電領域的“全局掌控、全景覆蓋和全新體驗”,呈現出綠色數字化的“電氣新世界”,引領能源電力行業的低碳可持續發展。 2020年中國國際電力設備及技術展覽會施耐德電氣展位現場 從洞察到實踐,就位電力系統低碳化跑道 今天,施耐德電氣已經洞察到了實現電力系統低碳化的本質路徑——通過廣泛互聯互通的基礎設施環境,將更具可持續性的能源、設備、流程和智慧算法不斷打通和融合,以促進系統整體能效的持續優化,最終實現經濟效應和社會效應的全面提升。 為服務這一導向,施耐德電氣基于EcoStruxure電網和EcoStruxure配電兩大專業領域,創新打造更多互聯互通的產品、邊緣控制、應用分析及服務,充分融合數字化與電氣化,推動從供電側到用電側的安全可靠、綠色節能、高效可持續,形成更高等級的能效管理方式。 對于電力系統及其基礎設施的升級,施耐德電氣積極響應我國宏觀發展格局和具體業務場景的需求,通過“中低壓一體化、強弱電一體化”的數字化智能配電解決方案,結合快捷完善的全生命周期專業服務,在保障配電網系統高度穩健運行的同時,利用互聯互通的智慧,持續構建低碳化的運行模式。 其中,“中低壓一體化”可以更好地保證供電連續性和電能質量,并實現系統的預防性運維;而“強弱電一體化”則更側重于對建筑能耗、環境舒適度和通訊便捷度的優化。 這兩個“一體化”的優勢,是基于跨EcoStruxure電網和EcoStruxure配電兩大專業領域,貫通互聯互通的產品、邊緣控制、應用分析及服務,綠色智能的全面解決方案而實現的。以上融合了數據價值及全生命周期專業服務的智能配電解決方案,成為了施耐德電氣發力助推能源電力低碳化發展的核心利器。 綠色升級:為綠色設備及清潔能源開辟空間 首先,電力系統的低碳化變革,可以通過讓配電網容納更多的綠色設備和可再生能源而加以實現。施耐德電氣將綠色、低碳的理念融入產品的創新路徑,為電網提供更多的綠色設備,積極助力從電網到全社會的低碳可持續發展。 在這方面,施耐德電氣領行業風潮之先,推出了全新無六氟化硫(SF6-free)環保中壓開關設備——GM AirSeT、RM AirSeT與SM AirSeT系列產品,使用干燥空氣代替強效溫室氣體六氟化硫作為絕緣氣體,結合了并聯真空開斷技術,可以更加安全、可持續地利用數字化技術解鎖數據價值,并有效控制碳排放、提升成本效益,助力配電網建設的綠色低碳可持續發展。 而在供電側,施耐德電氣基于在全球積累的實踐應用經驗,正在持續探索如何通過智能電網和微電網工具、綠色數字化中壓開關設備和循環經濟方法,幫助電網在穩定、可靠運行的前提下,靈活消納更多的可再生能源,讓綠色低碳的價值向電網上下游進一步延伸和擴展。 為了實現這一目標,施耐德電氣推出的分布式能源資源管理系統(DERMS)、降壓節能(CVR) 和微電網等新技術,可以助力配電企業推動智能基礎設施普及、采用綠色開關設備及循環經濟,從而使之能夠集成更多的可再生能源并更好地管理智能基礎設施,真正從源頭有效減少碳排放量。 數據驅動:優化能源配置釋放能效潛力 隨著用電側各行業向更加電氣化、分散化、數字化的方向發展,規?;渴鹱岆娏υO備密度更高,電力系統越發復雜,導致運維難度增大。與此同時,大量增量電力資產的接入也讓電力設備的能耗問題不斷浮出水面。 施耐德電氣認為,未來,圍繞綜合節能的新技術與應用將成大勢所趨,通過數字化技術、通信技術、云計算技術、智能運行技術、智能量測技術等打通設備層、控制層與決策層間的壁壘,發展基于數據驅動的配電網系統建設規劃、運行控制、運維管理、能源管控等,對能源資源進行優化配置,才能最大化地釋放能效潛力。 這一以數據驅動釋放能效潛力的理念,在施耐德電氣打造安全、高效、低耗的世界級數據中心——北京藍廳云數據中心的項目中被發揮得淋漓盡致。在這一項目中,施耐德電氣基于EcoStruxure的智能配電解決方案及全生命周期服務,提供了從Smart PIX中壓柜、Trihal變壓器、Blokset低壓柜、母線等智能設備,到FE千里眼運維專家(EcoStruxure?Facility Expert)在內的完整智能配電方案,在確保系統安全穩定運行的同時,通過數字化手段,全面提升了數據中心電能監控與運維水平。 智慧變現:打開用電側低碳化發展新視野 俗話說,千里之行始于足下。各類數據的涓涓細流不斷匯聚成大數據的智慧海洋,最終是為了讓智慧的軟件及算法得以“大顯身手”。施耐德電氣不斷完善以中低壓一體化及強弱電一體化為核心的整體解決方案,加強了對軟件產品的創新與應用。 例如,以PSO電力監控系統(EcoStruxure Power SCADA Operation)、以及PME電能管理系統(EcoStruxure Power Monitoring Expert)、FE千里眼運維專家(EcoStruxure?Facility Expert)等為代表的一系列邊緣控制軟件,通過對從中壓、低壓到終端配電數據的整合實現徹底打通和深度分析,為管理者提供可行性建議,更加強了企業“就近”解決不同場景挑戰的能力,更加快速地做出故障處理、能效改善等操作,讓更多行業的客戶能夠盡享靈活彈性、超高效、可持續以及以人為本的價值。 這些以往聽上去頗為“高大上”的功能,今天已經扎實、深入地服務于眾多用電端客戶,幫助他們從管理運營上打開低碳化發展的新視野。例如,在服務太古地產北京頤堤港的項目中,施耐德電氣通過EcoStruxure三層架構一次性滿足客戶全部需求,還為用戶實現了能源數據采集,就地運行團隊的現場監控管理及跨多系統數據整合,集團層面的數字化能效管理及智能能源診斷分析。太古地產集團可以隨時獲取子項目的KPI信息,項目運行團隊也可獲取各類能效優化解決方案,讓用戶切身感受到了在低碳化、可持續管理路徑上的“智慧變現”。 總體而言,施耐德電氣將通過中低壓一體化及數字化的智能配電解決方案,實現配電資產的預制聯接、配電系統的綜合治理、行業應用的邊云融合、配電場所的全景營維,從而全面優化能源效率管理、電能質量管理、電氣資產管理、運行維護管理水平,為電網的低碳化發展和創新提供有道可循的切實路徑,也為個垂直行業用戶側帶來了全局掌控、全景覆蓋和全新體驗。 ?當前,“十四五”開局之年將至,電力系統的脫碳進程有望進一步加速。施耐德電氣將抓住這一良好機遇,更充分地發揮在綠色智能上的差異化優勢,推動數字化與電氣化充分融合,打造更多創新的軟硬件產品及應用,為能源電力行業的低碳化布局積極賦能,鋪就出一條更加低碳的可持續發展之路。...
綜合能源服務會成為能源圈最火的領域嗎? 政策層面已經表態。 最新的消息是,國家能源局日前在答復十三屆全國人大三次會議第9637號提案——建議加快推動綜合能源服務發展時,明確表態“將結合‘十四五’能源規劃工作,加快推動綜合能源服務發展”。 9月,國家發改委等四部委共同發布《關于擴大戰略性新興產業投資,培育壯大新增長點增長極的指導意見》,首次對“綜合能源服務”提出明確要求——“大力開展綜合能源服務,推動源網荷儲協同互動,有條件的地區開展秸稈能源化利用”。 企業層面動作更是不斷。 9月底,國家電網有限公司推出綜合能源服務的互聯網主入口——綜合能源服務平臺“綠色國網”,集成27家省級智慧能源服務平臺,為各類終端客戶提供綜合能源服務。如今,國內外的電力企業、油氣企業、新能源企業甚至是互聯網企業,都在瞄準綜合能源服務發力。 該如何解決行業痛點,推動產業持續健康發展,讓綜合能源服務既叫好又叫座,從美好愿景成為真正的市場“蛋糕”? 解決理念和實踐層面的諸多困惑至關重要。 在理念層面,能源服務大家都明白,綜合能源服務是什么?作為新生事物,其緣何而生,又將走向何方?綜合各方觀點,可以得到如下判斷: 綜合是基礎,集成是其根本,冷熱電水等多能互補才是精髓。如果沿襲傳統思維擴充產品線,那就只是業務多元化,并非真正意義上的綜合能源服務。 服務是核心,應真正做到以用戶為中心、以服務為根本,全心全意滿足用戶的能源需求。目的是為降低用戶的用能總成本、滿足生產生活需求,而不是僅僅降低能源價格。 在能源清潔低碳轉型和信息技術快速發展的今天,融合了“云大物移智鏈”的綜合能源服務必將孵化出新興產業,并提升能源產業鏈競爭力。 在實踐層面,綜合能源服務產業已經從簡單的降成本向為用戶賦予綜合價值轉變,市場急需政策、資金、技術和商業模式,更為稀缺的則是聚合平臺和帶頭人。 從市場來看,目前參與者眾多。從體制區分,有國家隊、民間隊、國際隊;從行業區分,有電力派、油氣派、互聯網派、金融派;從操作手法區分,有謀求“大而全”的戰略布局,有追求“小而美”的精準打法。 面對即將到來的萬億級的市場藍海,競爭不可避免,因能源轉型而生的綜合能源服務,在“十四五”和“雙循環”新發展格局的背景下,必將迎來美好的未來。唯有兼具格局宏大、技術硬核、資源豐富和資金雄厚者,方能屹立潮頭,堅持到美好的“后天”。 綜合能源服務的最好時代正在漸行漸近。 價值有多少 蘇偉:綜合能源服務是近幾年在能源領域逐步發展起來的新業態,集成了多種技術創新和商業創新。一方面以用電側為主要場景,應用新技術、新模式提升中小企業參與程度,展現出開放、共享的特征。另一方面有利于打破不同能源品種間的行業壁壘和技術壁壘,增強企業主體跨領域的服務能力,激發其在市場上的競爭能力。 李穎:習近平總書記多次指示,要做好信息化和工業化深度融合這篇大文章,強調要深入實施工業互聯網創新發展戰略,持續提升工業互聯網創新能力,推動工業化和信息化在更高程度融合發展。能源互聯網既是工業互聯網發展的一個核心內容,它和工業互聯網也是融為一體的。綜合能源服務的本質是以市場為牽引,以數字技術為推動,從源、網、儲、荷、用多個維度,實現生態協同和經濟發展的多重目標。這與工業互聯網的目標完全一致。 綜合能源服務是充分發揮新一代信息技術的引領作用,加速能源行業數字化轉型,提升綜合競爭力的全新能源供給和消費模式。它既是以能源為基礎的現代服務業,也是跨界創新引領的技術,將在提升社會效率、促進產業數字化轉型方面作出巨大貢獻。 源動力哪里來 楊昆:當前,我國能源行業發展進入從總量擴張到提質增效轉變的新階段,可再生能源大規模開發利用,分布式能源、儲能、電動汽車等交互式能源設施快速發展,各種新型用能形式不斷涌現,新一輪能源技術革命、信息通信技術革命和產業融合技術發展新趨勢,為電力發展帶來新機遇。以跨界融合為主要特征的綜合能源服務,必將成為現代能源體系的重要系統生態和商業模式。 為適應新形勢、新業態、新模式的發展,電力企業積極行動,大力開展綜合能源服務,與互聯網企業、產業鏈上下游企業加強在智慧能源領域的深度合作,取得了積極的成果。但在發展過程中,還存在安全性、經濟性、政策支持力度、引領模式等問題,需要認真研究、持續創新,在發展中予以逐步解決。 趙華林:隨著能源革命的不斷深入,傳統的能源服務模式,不能滿足客戶多元化的能源生產和消費需求,以能源高效開發和利用為特征,以滿足客戶多元化、差異化、個性化需求為導向的綜合能源服務應運而生。 綜合能源服務通過能源技術與信息技術相融合,能源供給與消費相聯動、相響應,技術突破與模式綜合推進,實現能源綜合利用和梯級推動,提高能源使用效率,降低能源成本。開展綜合能源服務符合黨和國家重大戰略部署,也符合習近平總書記提出的“四個革命、一個合作”的新的能源發展戰略,建設能源互聯網等重要指示。 貫徹落實好中央的部署和要求,就是要構建更加高效的綜合能源服務體系,實現引領作用,打造新動能和平臺,培育產業生態,全面帶動關聯產業,特別是中小微企業共同發展,推動整個產業鏈轉型升級,助力國民經濟穩健前行。 韓英鐸:無論是綜合能源服務,還是能源互聯微網,未來的大發展都是大勢所趨,理由是電力系統的發展正在發生重大的變化。首先是能源稟賦,“西電東送”和“電從身邊來”進入了共生的時代,未來的電網將是垂直型和扁平型共生的電網。其次是老百姓的需求不光是能源和電力需求,還需要供熱供冷。未來風、光、儲、熱、冷、電多種能源形態會互相交融與配合,不是現在的供熱供電分割的格局。最后,在負荷側采取措施效果非常大,目前我國總的電力裝機容量超過20億千瓦,火電裝機容量達到12億千瓦,但尖峰負荷也就是十二三億千瓦。從我國電力尖峰負荷曲線來看,最高的尖峰負荷只占5%,運行小時數一年不超過50小時;即使是最尖峰的10%負荷,一年運行小時數不超過500小時,而我們國家裝機發輸配用電都依照尖峰負荷來配置,浪費比較大,所以電力企業提質增效的潛力也非常大。 齊越:我國能源體制機制正在發生深刻變革,電力市場化也正在加快推進,傳統的單一發電或售電模式越來越難以滿足市場和用戶的需求。無論是電網企業還是發電企業,都需要加快轉型升級,構建以用戶為中心、以市場為主體、與用戶實現強互動的商業模式,通過開展多元化運營、強化服務質量、產業鏈延伸和增值等措施發展綜合智慧能源,提升企業市場占有率和用戶黏性,增強市場競爭力。 面臨哪些挑戰 韓英鐸:現在綜合能源服務面臨的挑戰很多,因為它需要在很多方面進行創新,最大的挑戰就是體制創新。希望業界認真研究如何協調可再生能源與火電發展的問題。目前我們火電12億千瓦裝機,按照年利用4000小時計算,與過去年運行6000小時比較,相當于3億到4億千瓦的裝機在停運。我們發展可再生能源,不光是給世界做貢獻,要付出多大代價,也要做到心中有數。 薛禹勝:傳統的電網運行依靠一次能源的可調節性、可控性以及終端能源的平穩性來保證安全穩定運行,實際上是依靠著上下游的支撐來完成的。新的形勢下,一次能源和終端負荷都不可控,電網會受到很大沖擊。需要深入思考如何去彌補一次能源以及用電負荷的不確定性,需要用現代的技術來支撐這樣的功能。 我們要充分利用信息技術與物理能源系統進行緊密融合,在供給側要大規模用清潔能源替代傳統化石能源,在需求側要盡量大規模使用電能替代。需要注意的是,在提倡數字賦能的過程中,應努力在基礎理論和運營技術方面都有顯著創新。如果不強調這一點,只是提出號召或者討論概念,很難有實質性突破。 郭劍波:能源轉型面臨著矛盾的三角,即如何協調環境、安全和經濟三者的關系?,F在關注比較多的是環境的有效性,隨著高比例新能源的應用,消納的安全性和經濟性問題會隨之而來。 雖然有人認為將來火電要關停一部分,但因為風電和太陽能的出力幾乎無法保障,所以在短期內難以預期常規機組的大幅度減少。新能源發電要成為主力電源,電量必須上去,這是很困難的事情。能源轉型要靠電力為主要手段,但電力轉型光靠電是沒有出路的,電力轉型的出路要靠綜合能源。 任偉理:儲能是綜合能源服務中未來要大發展的、朝陽的、無限的行業。能源轉型靠電力,電力發展靠儲能。 未來是“儲能+”的時代:儲能+炊具就可以隨時做飯了,儲能+飛機就是電動飛機。未來儲能在整個國民經濟轉型發展中、在整個能源變革中的作用不可估量,并且儲能會顛覆一些傳統的生產生活方式。 因為有了儲能,人類才能實現能源更加廣泛互聯、生活更加美好。 政策、市場誰主導 齊越:從政策層面看,縱觀國際綜合能源的發展歷史和現狀,發展較為順利的國家一般都有著立法先行、政府支持、企業和研究機構共同推進的體制機制作保障,大電網作為國家重要的公用事業戰略型企業,也積極支持并參與到綜合智慧能源的發展進程中來。 綜合智慧能源作為能源產業新業態,在發展萌芽階段應以政府扶持為主,企業支持為輔。 黃世霖:由市場主體來推動還是由國家政策來引導?二者并不矛盾?!笆奈濉逼陂g,業界最期待的就是,主管部門能夠給儲能可預期的政策。從企業角度來看,按照市場化思路,電動汽車一定做到比傳統燃油車更便宜、更好用、更舒適,而且提供的是便宜、優質的清潔能源。 任偉理:政策就在路上,并且越來越快、越來越近。在政策沒有出臺之前怎么辦?先要從市場角度拓展思路,將風、光、儲等綜合應用起來,這一點對于電網企業開展綜合能源服務至關重要。電網企業在供電上具備很強的專業性和明顯的優勢,但是不能就供電論供電,不能拘泥于單一的用電維度的價格或成本下降,而是要進行供電、供熱、供冷、供氣之間的互聯互通。 儲能行業怎么干 任偉理:儲能行業是變廢為寶的行業,可以把被棄的風、光、水用起來。未來,光伏、風電會大規模發展,被棄掉的會越來越多,而且是有價值的能量,能把它存下來,這一定是前途無量的行業。 黃世霖:儲能實際上是綜合能源服務的一個手段和平臺,其目的就是為用戶能源成本下降服務,同時創造效益?,F在的問題是,大家都說儲能是很好的技術,但是卻不愿意掏錢投資。為什么叫好又不投資?就是因為儲能的價值沒有得到很好的體現。 以電動汽車為例,大家都在抱怨電動汽車一次購買成本太高了,但是沒有看到的是,在使用過程中節省的成本價值卻無法體現。比如,傳統燃油汽車百公里消耗10升油需要大約60元;一般的電動汽車百公里耗電20千瓦時,以充1千瓦時電1元錢計算,每跑100公里就可以節省40元。如果是出租車的話,一天至少跑200公里,可以節省80元,一個月可以節省2400元。對于出租車,如果電池和汽車分離,采取租賃模式運營,從省下的費用中抽取1200元作為租金,一套成本五六萬元的電池包,很快就能收回成本。 這表明,在合適的商業模式下,如果電池壽命夠長、系統效率夠高、提供服務夠好的話,以現在的電池價格,儲能的實際效益相當好。當然,鋰電池成本還會往下降,現在就差一個創新的商業模式。 “十四五”怎么辦 蘇偉:綜合能源服務作為一片新天地吸引了包括騰訊、滴滴等科技企業,正泰、遠景等制造企業,清華大學、華北電力大學等高校以及院士和專家的關注和投入,這充分說明綜合能源服務產業前景美好、大有可為,希望各方各界攜手努力,致力于改善能源綜合利用效率,致力于提高清潔能源比重,提升大眾參與程度,將綜合能源服務產業打造成為經濟增長新的重要驅動力,為深化能源生產和消費革命,推動能源產業綠色和低碳轉型做出新的重要貢獻。 趙華林:綜合能源服務要以客戶為中心,強調多元化、個性化、差異化服務,通過加快滿足需求側,激發萬億級新興產業發展新的動能。 即將到來的“十四五”,是我國全面建成小康社會、基本實現社會主義現代化的關鍵時期。對于發展綜合能源服務提幾點倡議:一是堅持統籌推進,二是堅持數據驅動,三是堅持集成創新,有了這幾方面,就會有一個清晰的戰略。 黃世霖:“十四五”期間,清潔能源消費占比肯定會越來越高,大家的用能方式和習慣也會發生很大變化,因此綜合能源服務會面臨越來越多的挑戰。產業界需要團結起來,圍繞綜合能源服務目的,去探索應用場景,將來的場景可能有光儲電站、風儲電站,也可能有獨立儲能電站、5G基站、數據中心。 “十四五”期間,儲能企業要大力進行技術創新,開發適合商業化運行和市場需求的技術,比如長壽命、高效率、高安全可靠的產品,同時要把成本降下來。最重要的一點是,儲能作為新來者,需要創新的運營模式和價格機制,以此促進和引導產業的正確發展。 任偉理:可以預見的是,綜合能源服務一定會寫入國家“十四五”能源戰略規劃之中。為什么國家非常重視綜合能源服務?因為把綜合能源服務作為國家戰略大力發展,可以倒逼產業上的新技術、新模式不斷涌現,提升整個產業鏈的競爭力。 儲能是改變中國、改變世界的產業,也將是中國領先于世界的主要產業,更是中國2060年實現碳中和的重要手段。在以國內大循環為主體、國際國內雙循環相互促進的新的發展格局背景下,隨著新技術、新材料、信息通信技術的融合支撐,中國可以發揮產業優勢和后發優勢,中國的綜合能源服務一定會領先世界,助力美麗富強的中國夢早日實現。 ? ?...
《中共中央關于制定國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二〇三五年遠景目標的建議》明確提出推進能源革命,建設智慧能源系統,提升新能源消納和存儲能力,推動能源清潔低碳安全高效利用,降低碳排放強度。在11月28日舉辦的2020年能源轉型發展論壇暨國網能源研究院成果發布會上,能源電力行業相關專家和代表圍繞“構建新發展格局下的能源互聯網”主題展開深入探討,共謀能源電力行業綠色低碳發展路徑。國網能源院《中國能源電力發展展望2020》《全球能源分析與展望2020》兩部綜合報告及13部能源與電力分析系列基礎研究年度報告在會上發布。 碳減排呼吁智慧能源系統發展 電力是能源系統碳減排主力 今年9月22日,習近平主席在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上發表重要講話,表示我國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現碳中和。這為我國應對氣候變化、加快能源轉型提供了方向指引,也為構建面向未來的能源互聯網提供了新契機。 “能源系統對我國實現碳排放目標起決定性作用,電力是未來能源系統碳減排的主力?!眹W能源院董事長(院長)、黨委書記張運洲在發布會上說。當前,我國能源消費產生的二氧化碳排放約占二氧化碳總排放量的85%、全部溫室氣體排放的70%。隨著電氣化水平的提升,電能替代了終端對煤油氣等化石能源的直接使用,減少了終端用能部門的直接碳排放,支撐了終端用能碳排放的大幅降低。 發布會公布的數據顯示,近年來,能源電力領域在碳減排方面取得積極成效。截至2019年年底,我國碳強度較2005年降低約48.1%,非化石能源占一次能源消費比重達15.3%,提前完成對外承諾的到2020年目標。度電碳排放量持續下降,2019年約為577克/千瓦時,較2010年下降約23%。 國網能源院在會上發布的《中國能源電力發展展望2020》顯示,近期,電力系統通過電能替代方式承擔更大的碳減排責任。隨著2030年后清潔能源快速發展并成為發電能源主體,煤電應用碳捕獲、利用與封存技術(CCUS),電力系統碳排放量快速下降,2060年電力有望實現近零排放。屆時,電能占終端能源消費比重、非化石能源占一次能源消費比重分別有望達到70%、80%,電力將在能源深度碳減排中發揮關鍵作用。 面對未來碳減排的目標要求,能源系統該如何優化發展?中國工程院院士陳清泉結合第四次工業革命闡釋了他對智慧能源系統發展的見解?!暗谒拇喂I革命的核心是人工智能,數字經濟是通過數據化的知識與信息實現經濟高質量發展。第四次工業革命將重塑人類賴以生存的經濟、社會、文化和環境?!彼Y合第四次工業革命提出了四網四流融合的觀點。四網是能源網、信息網、交通網、人文網,四流是能源流、信息流、物質流、價值流,融合就是要達到1+1大于2的效果,通過耦合與設備共享,提高網絡中能源與資源的利用率。 陳清泉認為,可以運用四網四流融合理念發展智慧能源系統,通過能源流、信息流、物質流和價值流,解決化石能源和可再生能源的矛盾、集中能源和分布能源的矛盾、一次能源和二次能源的矛盾、電力能源和化工能源的矛盾?!氨热缭诎l電環節,假如風能和太陽能太多,電網不能很好承載,就可以考慮制氫,從能源流、信息流變成物質流、價值流。另外能源的生產環節,往往產生二氧化碳以及氫氣。二氧化碳和氫氣就能通過能源互聯網,通過能源流與物質流的耦合變成能源。智慧能源系統就是把無用變成有用,同時做到碳平衡?!彼f。 各環節發力,多舉措并用 推動我國電力低碳化發展 “十四五”即將開啟,為推動我國經濟高質量、可持續發展,并促進碳排放達峰和碳中和目標達成,參會專家和代表普遍認為,能源電力行業應貫徹新發展理念,持續推動能源電力低碳發展。 國網能源院基于經濟社會發展的電力需求和各類電源的發展約束,依托自主開發的電力源網荷儲協調規劃模型測算得出:“十四五”期間新能源規??焖偬嵘?,各類電源協調發展,我國電源裝機總規模約30億千瓦。2025年清潔能源發電量占比約達45%?!笆逦濉焙笃?,電力系統碳排放達峰,峰值為45億噸左右。此后碳排放穩中有降,2035年降至約36億噸,度電碳排放量降至300克/千瓦時左右,較當前水平下降接近一半。 中國電力企業聯合會專職副理事長王志軒表示,能源電力生產方式正在發生革命性轉變,低碳、零碳、負碳電力正逐步代替傳統能源的地位,一次能源轉換為電能的模式向可再生能源電力方向發展。未來相當一部分能源,包括氣態、液態、固態(固態指高效能的電池),都是由電轉換過來的。在這種情況下,電能的生產和利用成為驅動經濟發展的重要能源和物質基礎,電能將更加深入地融合到人民美好生活之中,成為社會建設的重要物質基礎?!暗吞蓟龠M電氣化的邏輯,使得構建新型電力系統成為必然?!蓖踔拒幷f。 清華大學電機系教授、清華大學能源互聯網創新研究院院長康重慶認為,碳排放達峰和碳中和的目標提出后,能源轉型面臨的挑戰更大了,不僅原先提出的可再生能源發展路徑要進一步完善和加速,同時,電力系統也面臨低碳化轉型,應從發電、電網和用電環節提出相應思路。他建議,在發電環節繼續推動可再生能源發展,同時在傳統能源的清潔利用上進一步下功夫;在火電技術上,要考慮碳捕集技術的深化應用;在用電環節,要進一步引導用戶改善用電習慣,讓用戶側越來越低碳化,同時引導負荷結構轉型和新型用能方式等;在電網環節,要采用更好的調度運行控制策略,以及促進電網環節節能減排的手段,從而推動輸電效率進一步提升?!罢w來看,讓發電、電網和用電整體互動起來,才能形成一個低碳化轉型的整體目標?!笨抵貞c說。 國家電網有限公司總經理助理趙慶波表示,新發展格局要求能源電力必須高質量發展,電網企業任重道遠。行業已經看到的趨勢是——今后電網的形態必須向能源互聯網延伸,將來能源的生態是以電為中心、電網為平臺的能源互聯網,要發揮電網中電與多能源品種轉化與互補的技術優勢,電氣化、自動化、互聯化的優勢,萬物互聯的數字化、智能化、網絡化的開放、共享的基礎設施的優勢。按照國家電網公司對能源互聯網的研究,未來要把物聯網架建設好,提高物聯網架的承載能力;要加快信息支撐體系的建設,加快數字技術與能源系統的深度融合;加大“大云物移智鏈”等技術在能源電力領域的創新應用力度。此外,電網企業還需高度關注能源利用的電氣化、智能化、網絡化。 張運洲分析了未來我國電力低碳化發展路徑。大致有以下階段:近期,以電力系統支撐新能源消納為主;中期,僅依靠電力系統消納高比例新能源難度日益增大,探索電、氫、碳多元耦合發展方式;遠期,多元化路徑并存,多措并舉支撐大規模新能源消納利用,助力循環碳經濟發展。他建議充分發揮電力系統在碳減排中的作用,還要不斷推動技術進步,完善市場機制,加強政策保障。 全球能源清潔轉型步伐明顯加快 需推進深度脫碳加強國際合作 《全球能源分析與展望2020》指出,新冠肺炎疫情全球大流行使世界百年未有之大變局加速演進,給短期全球能源供需帶來嚴重沖擊,對中長期全球能源發展產生深遠影響。預計2020年全球能源需求下降約5%,電力需求下降約2%,可再生能源發電量增長約5%,能源相關碳排放下降約7%。當前,推動后疫情時代經濟綠色復蘇正成為國際社會的普遍共識與一致行動。截至今年11月底,全球超過30個國家和地區明確了碳中和時間表,合計碳排放量約占全球的一半。未來全球能源清潔低碳轉型步伐將明顯加快。 “依托我們自主開發的全球能源供需預測模型,在加快轉型情景下,預計2035年前后全球一次能源需求進入平臺期,其中煤炭需求持續下降,石油需求2030年前達峰,天然氣需求平緩增長,2050年非化石能源占比大幅提高至約40%;2050年全球電力需求約60萬億千瓦時,較2019年增長約1.4倍;2050年終端電氣化水平達40%,提高約20個百分點;2050年全球發電裝機約251億千瓦,其中可再生能源發電裝機占比在2025年前后約為50%,2050年超過80%;2025年后全球能源相關碳排放持續下行,但要實現《巴黎協定》提出的將全球氣溫升高幅度控制在2攝氏度內的目標仍任重道遠?!眹W能源院副總經濟師單葆國說。 “如果仍然延續現在的自主減排政策體系,到2030年之前實現碳排放達峰后,減排速度將不能滿足2攝氏度目標下的減排路徑。能源界必須要堅持以革命的思想來推進能源系統革命性的變革?!鼻迦A大學氣候變化與可持續發展研究院學術委員會主任何建坤表示。全球碳中和目標導向下,經濟技術革命性變革將重塑世界治理規則和競爭格局,深度脫碳技術和能力將成為國家核心競爭力的體現。我國要實現長期深度脫碳路徑,需要發展方式的根本性轉變和科技創新的支撐。他建議建立綠色低碳循環發展產業體系和社會消費方式,以數字化和深度電氣化推進脫碳化;建立清潔低碳高效安全的能源生產和消費體系,形成以新能源和可再生能源為主體的零碳排放能源體系;推進支撐深度脫碳技術研發和產業化發展,如氫能、儲能、智能電網、零碳煉鋼、零碳化工等;推進體制機制改革和碳價機制與碳市場發展,營造良好的制度環境、政策環境和市場環境。 “新冠肺炎疫情是對全世界各國政府的一場大考,也是全球各國能源轉型的重大挑戰和機遇。把握好的國家,在21世紀就會站在全球能源轉型的領袖地位,而落后的國家,未來能源行業可能就無法持續發展?!盇gora能源轉型論壇高級顧問涂建軍說。他分析了德國、美國、俄羅斯、日本、法國等國能源轉型中可被我國借鑒的經驗教訓, 認為德國和我國都是全球制造業強國和大國,且資源富存條件都是煤炭獨大,均面對重大的能源安全挑戰。他認為,在能源轉型領域,中德兩國在增強政治互信的基礎上可進一步加大合作。...
十年前曾被車企拋棄的換電模式,如今又成為車企追捧的香餑餑。除了北汽新能源與蔚來,2020年,吉利、一汽、上汽、東風等企業先后入局,“換電陣營”持續壯大。換電模式復燃的邏輯,幾乎全部指向了電池技術短板。有激進觀點認為,換電模式是一種妥協——用商業模式去彌補電池技術短板。 ■ 成本痛點是源頭 電動車規?;茝V,成本是近在眼前的難題。破解成本困境,多數車企寄希望于電池供應商:供應鏈技術突破帶來成本降低。少數車企選擇自己解決問題,蔚來和特斯拉是這一派代表:前者選擇換電模式,后者自己提升電池技術。 2020下半年,兩家企業先后發布降低電動車成本方案。8月,蔚來發布電池租用方案(BaaS),通過車電分離、租用電池,轉移電池成本,降低用戶購車門檻。9月,特斯拉電池日上,馬斯克宣布“五步走”計劃,新電池技術將使整車成本下降一半以上。 ? 目前,這兩種途徑都還處于摸索階段,難說哪一種更好。但對比特斯拉死磕電池技術,蔚來則選擇把雞蛋裝在了不同的籃子里。 換電的本質是一種商業模式——重構動力電池價值,這正是蔚來擅長的領域。在電池技術突破前,通過換電降低車輛成本;一旦技術實現突破,蔚來也能“坐享其成”。用蔚來自己的話說:“給用戶多一個選擇”,其實也是給自己多一條后路。 似乎是受蔚來啟發,多家中國車企陸續行動起來。除了車企,奧動新能源、伯坦科技、時空電動等換電運營商,也是換電領域的主要玩家,有些企業甚至耕耘換電十余年之久。從最新進展看,早期玩家已經看到盈利的可能性。 ■ 單一場景下的盈利 在運營端,換電模式在部分城市出租車場景下,已初步具備盈利能力。 奧動新能源是國內較早涉足換電的運營企業,2000年開始探索換電技術,2016年實現規?;茝V。在北京、廣州、廈門、蘭州等首批試點城市中,廣州、廈門兩年多就達到盈虧平衡,換電站使用率保持在60%-80%。 藍谷智慧,北汽新能源旗下控股子公司,主要負責換電及電池回收業務,目前在全國20多個城市示范運營換電站。藍谷智慧經驗也證明,在土地和電力成本不敏感的城市,運營環節已經具備盈利可能。 換電模式想要盈利,取決于多項關鍵性因素:建站成本、電價成本、電池成本、人力成本,以及車輛規模和運營效率。 其中,建站成本和電價是硬性成本支出,在不同城市有差異。廈門這樣的二線城市,土地、電價較低,運營商就能較快達到盈虧平衡;而在北京這樣的一線城市,地價貴、電價貴,換電經濟性便大打折扣。 相對于土地、電力等恒定因素,換電的利好變量是換電技術的成熟。隨著換電站智能化,部分換電站可以實現無人值守,通過減少人力大幅降低運營成本。 換電站智能化還帶來了運營效率提升。此前一輛車換電需要3-5分鐘,藍谷智慧和吉利汽車最新的智能化換電站,可以將換電時間縮短至90秒。 從出租、公交開始,換電模式在不斷向網約車市場滲透。隨著車企加大出行布局,網約車規模持續提升,有望進一步推動換電模式發展。 從已知布局來看,北汽新能源已經開始試水換電網約車,基于旗下輕享出行平臺,在海南三亞投放了一批EU300快換版車型。吉利汽車也計劃圍繞曹操出行平臺進行換電車輛投放。 換電站的另外一項大比例成本構成就是備用電池。通常來講,換電站要儲備多塊備用電池,大型換電站一般要儲備20塊以上。在小規模示范階段,換電站備用電池成本壓力還不明顯,而隨著換電模式的規?;l展,電池成本的壓力將逐漸凸顯。在換電模式發展的下一階段,電池成本將成為運營商最迫切解決的問題。 ■ 資本杠桿撬動換電生態 換電模式想跑通,除了運營商要盈利,整個產業鏈參與者,也要有合適的利益分配。對此,行業共識是:借助金融杠桿,撬動換電生態。 換電模式商業生態,核心是轉移成本與分擔成本——先建立電池資產管理公司轉移電池成本,再通過電池全生命管理進行成本分擔。 這意味著,電池資產管理公司必須要多方共建,車企、電池公司、運營公司、金融機構都需要成為生態參與者。 在轉移成本方面,蔚來已做出示范。蔚來合資成立的電池資產管理公司,股東包括蔚來、寧德時代、湖北科投、國泰君安等多方資本。 蔚來還推動了車、電在產權層面分離,給電池集中管理、運營找到了合法性依據,為后進入者掃清了一重障礙。 奧動新能源也有類似布局,近期將成立電池銀行,對電池資產進行集中管理。 不論叫電池資產管理公司,還是電池銀行,都是轉移電池成本的載體。換電模式想規?;l展,必然需要這樣一個平臺——否則巨額電池成本,沒有任何一家企業能夠獨自承擔。 換電生態還涉及電池全生命周期管理。行業目前主要思路,是先梯次利用再拆解回收。兩輪電單車、三輪電動車、低速電動車、儲能站等,是電池梯次利用主要場景。 理想狀態下,經過梯次利用的電池,會通過拆解回收,又流通回電池企業。寧德時代等多家電池企業都曾表示,如果對電池流通環節能夠打通,電池價格有望進一步降低。 ■ 無解的標準化 換電商業生態正日漸清晰,但電池標準難以統一,仍是限制換電規?;l展的核心問題。十年前,換電模式因此被扼殺;十年后,難題依然存在。 電池標準統一,技術層面難度很高,涉及到電池規格尺寸、機械連接、電器連接、管理系統等多重標準。 技術之外,更深的難點是車企對于市場話語權、產品差異化的敏感。短時間內,車企難以接受電池標準化。 面對這種現狀,換電運營商提出了一個折中策略:在不要求車企電池標準統一的前提下,打造可共享化的換電平臺。 為了適應不同車企電池尺寸,換電站要按照合作車企最大電池包尺寸,進行冗余設計。同時,運營企業還要與車企溝通,讓車企在電池包中加裝一個通訊模塊,以實現換電時與換電站的信息交互。 需要注意的是,換電技術本身也存在差異。目前主流的路線有卡扣式換電站,以奧動新能源和藍谷智慧為代表;螺栓式換電站,以蔚來為代表;分箱換電站,以伯坦科技為代表。車企選擇與某家換電站合作,也要采取與該換電平臺相同的技術路線。 雖然難點頗多,但從運營企業反饋來看,對于共享換電站,車企普遍有較高的合作意愿。目前,奧動新能源已和北汽、廣汽、上汽、一汽、東風和長安六家車企達成合作。藍谷智慧也計劃,在明年推出可以同時兼容不同車企5種車型的換電平臺。 動力電池陷入技術瓶頸,在成本、安全、性能三者之間難以平衡,卻也給換電模式重新登上舞臺的機會。在單一運營場景下實現盈利,還不足以證明換電模式的價值,以電池資產為核心的商業模式跑通,才是換電普及的關鍵。換電商業故事才剛剛開始。...
綜合智慧能源多以天然氣、可再生能源等清潔能源為基礎,供能成本明顯高于燃煤。部分項目高投入、低回報是導致其無法盈利、難以持續運行的重要原因。 近日,國家能源局發布《對十三屆全國人大三次會議第9637號加快推動綜合能源服務發展的建議的答復》稱:綜合能源服務是加快能源產業數字化、智能化轉型的重要路徑,對于提升能源系統效率和產業鏈供應鏈現代化水平具有重要作用?!笆濉币詠?,綜合能源服務取得了初步發展成效,但在發展方向、業務規范、項目管理、市場機制等方面仍存在一些問題。下一步,將加強規劃指導和引導,完善相關政策舉措,推動綜合能源服務積極有序發展。 對此,相關專家對記者表示,綜合能源服務與新能源高度耦合,有利于能源系統整體能效提升。 市場規模達萬億元級 綜合能源服務成為適應提升全社會能源綜合效率、推動能源行業高質量發展、助推實體經濟發展的重要發展方向,也成為能源企業競爭和合作的新焦點。 國網發展部新能源云領導小組辦公室專家組成員韓蓄指出,近年來,國家發改委、國家財政部、國家能源局密集出臺了一系列政策措施,對未來一段時間內我國能源轉型提出更高的要求。 “能源技術的發展與商業模式的創新提供了新的契機。能源技術的不斷成熟以及商業模式的創新,進一步推動了綜合能源服務的商業化進程。其中,冷熱電聯供、儲能、電動汽車及充電網絡等關鍵技術都取得了長足進展,豐富了綜合能源服務的業務領域,為能源供需雙方提供了新的消費模式和商業模式?!表n蓄表示。 南方電網能源研究院企業研究管理研究所副所長雷兵認為,綜合能源服務產業的加速發展為企業創造了巨大的空間,各企業都在積極探索相應的業務場景,尋求商業化的應用。而商業模式、服務模式的創新帶動能源與數據經濟融合發展?!翱傮w來說,綜合能源服務市場總體規模和潛力都比較大。單就能效提升來講,已經達到一萬億市場規模?!?起步階段難題多 當前,我國綜合能源服務市場處于起步階段,面臨著一些難題。 中國電力技術市場協會綜合智慧能源專業委員會去年底發布的《綜合智慧能源研究報告》顯示,市場主體接受價格偏高的新能源有一定的過程。綜合智慧能源多以天然氣、可再生能源等清潔能源為基礎,供能成本明顯高于傳統的燃煤供能成本,同時,部分項目高投入、低回報也是導致其無法盈利、難以持續運行的重要原因。 雷兵解釋道,綜合能源基礎設施的投資較大,相對傳統能源來說,業務的規模比較有限,經濟性相對較差,在可再生能源接入的問題以及功能協同接入的問題上,有待技術上更大的突破來降低成本,提高盈利水平。 韓蓄認為,綜合能源服務有利于解決當前能源領域的一些問題:如,能源結構高碳;資源稟賦不均;能源強度較高;市場僵化等。 “以上海為例,某科學城平均每一度電能生產25-30元左右產值,這個數值在發達國家是50-60元,在北京大概是7-15元。當前我國以電為核心,產生的產值能效比較低。綜合能源服務是要實現能源結構低碳化,多能互補一體化、終端能源智慧化和電力交易市場化。同時,探索能源與其他基礎設施融合建設,降低土地投資成本,加強智慧能源管理。這涉及區塊鏈等諸多商業模式。但是當前,大部分業主并不想參與現貨交易,因為一旦參加現貨交易可能要去補貼,這將影響到業主的收益?!表n蓄表示。 多方入手解決經濟性難題 目前來看,能源高質量發展為綜合能源服務市場帶來巨大機遇。電氣化、清潔化能源高質量發現為電動汽車、儲能等業態帶來市場空間。傳統能源供給企業從單一的能源生產供給方轉變為綜合能源服務企業。但想要解決經濟性難題,則需要多方入手共同引導市場。 雷兵表示,要打造開放共贏綜合能源服務生態圈,讓電網企業從單一供電服務商轉向綜合服務提供商,并呈現出樞紐型、平臺型、共享型的特征,從而推動綜合能源服務的發展。 同時,綜合能源服務市場各個業態仍處于發展的階段,要發揮好政策引導作用。另外,無線充電等技術有待突破,要形成商業模式的落地應用,能源互聯網的發展會不斷促進新的需求,將帶動商業模式和服務模式的創新。 華東電力設計院智慧能源室主任吳俊宏指出,要從四個方面發力,解決綜合能源服務難題:第一,加強組織領導,強化國家能源主管部門的統籌領導作用;第二,要落實責任主體,明確相關電源企業、電網企業、咨詢機構的相關責任;第三,完善支持政策,支持參與跨省跨區電力市場化交易、增量配電改革及分布式發電市場化交易;第四,加強監督管理,做到全過程監管項目規劃編制、核準等。...
“透明電網”比“電力物聯網”等概念的含義更加廣泛和深刻,既涵蓋相關關鍵技術,也包括體制機制的內容,今后將進一步發展為“透明電力系統”“透明能源系統”,其終極目標是形成零邊際成本的能源互聯網,屆時電力(能源)的存儲和使用方式將更加方便,也更高效。 當前,能源互聯網已經成為我國能源電力領域熱點。同時,電力(能源)系統數字化已成全球趨勢。智能電網、能源互聯網技術的快速發展,以及電力市場改革、新能源革命引發的電力系統信息大爆炸,導致海量的電力設備、電器以及用戶需要數據連接和先進信息通信技術(以下簡稱“ICT”)的支撐。目前在電力(能源)系統信息通信理論與技術方面比較熱門的研究有:信息物理系統、物聯網、無線傳感器網絡等。在此背景下,中國工程院院士李立浧首次提出“透明電網”的概念:即把現代信息通信技術與電網相結合,在電網上安裝小微智能傳感器,讓電力系統的各個環節展示出來,包括電源信息透明、網絡信息透明、市場信息透明、設備狀態透明、運行狀態透明、交易狀態透明等等,最終實現自由數據采集、自由數據存儲、自由數據獲取、自由智能分析。它可以讓社會各方廣泛深入參與電力生產、傳輸、消費等各環節,協同促進能源電力的清潔低碳、安全高效發展。 透明電網概念的提出主要受到兩件事的啟發:第一件是以色列農業運用了大量信息技術、計算機技術、數據通信技術、傳感器技術、電子控制技術、自動控制理論、運籌學、人工智能等,極大提高了農業生產效率。第二件是交通系統的路況可以清晰、透明地展現在網絡上,行車路線可以規劃,也可隨時調整。這些也可以應用于電網。但是,“透明電網”比“電力物聯網”等概念的涵義更加廣泛和深刻,既涵蓋相關關鍵技術也包括體制機制的內容,今后將進一步發展為“透明電力系統”“透明能源系統”,其終極目標是形成零邊際成本的能源互聯網,屆時電力(能源)的存儲和使用方式將更加方便,也更高效。因此,透明電網理念的提出和相關技術的發展將實現電力(能源)系統的“狀態全面感知、信息深度透明、運行高度智能”,促使電力科學的研究范式從基于模型的分析/仿真科學到數據驅動的計算科學轉變,將影響到未來電力系統生態乃至能源行業生態,并對世界能源發展產生重要影響。 實現能源互聯網的關鍵是在現有可再生能源發電與智能電網技術的基礎上,進一步加強物理層、信息層與價值層的互聯。相應地,透明電網也是以現代信息通信技術(如小微智能傳感器)為支撐,實現電網物理層和價值層的透明化。 有助于實現能源互聯網物理層透明化 以泛在的小微智能傳感器為基礎,配合電力系統傳統的測量終端,構建泛在傳感網絡,隨時隨地反映電網內外狀態的即時變化,實現對電流、電壓等電量狀態,以及重力、壓力、光照、溫度、聲音、圖像等非電量狀態的全面數據獲取和及時高效傳遞。目前可以預見的目標有:第一,電網運行參數(包括電網運行工況、電源情況、負荷情況等)透明化,為政府規劃提供決策依據、為電網生產運行和電能供需方市場交易提供所需的電網運行狀況信息;第二,將電力設備基礎信息透明化,如將設備健康狀態(包括設備變位視頻圖像、數據記錄,以及操作電源信號等)提供給設備廠家作為檢修評估和給科研機構作為研究發展之用;第三,將電網公共事業信息透明化,如將公共資源信息(包括變電站視頻監控、架空線路雷電預警、充電樁占用情況等)提供給公安消防、氣象臺、廣大電動汽車用戶共享以完善安全監控范圍、輔助天氣預報、支持有序高效充電等。 設備層透明化致力于將融合傳統電氣設備單元與信息通信技術,將單一、離散的設備狀態、控制信號整合提升為綜合性強、連續性好、透視度高、內涵齊全、應用場景眾多、數字化程度高的信息流。信息流可供多元用戶多維多層次使用,對于將電網功能從單一供電轉化為多元能源樞紐有著重要意義:第一,通過整合電網控制信號與信息流,有效結合源荷狀態、線路實際可載流量等網絡受限因素,推演受限斷面和事故預想情況,制定調度控制策略,實現電網智能化運行控制,降低網絡損耗,提高發電機組的利用水平,促進清潔能源優先消納。第二,通過加裝小微智能傳感器設備,提高單一設備的控制與反饋能力,賦予設備本身強交互、智能化、自適應的特性,進而實現設備集群化/分散化以及模塊化/個體化的多樣化控制保護策略。對于實現區域電網自適應調節、提高區域電網故障后自愈能力、配電網源荷互融、小微分布式能源自由并網、多種能源形式協同優化等有極大促進作用。第三,強化電網對公共資源的優化配置能力。將空置充電樁、儲能等設備信息提供給用戶共享,利用電力系統所掌握的公共資源信息,結合電力市場價格的引導作用,指導廣大用戶采用最佳用電方式,實現電網削峰填谷、用戶優惠購電等多贏局面。 有助于實現能源互聯網價值層透明化 在以2015年3月15日中共中央、國務院發布的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》為標志的新一輪電力體制改革啟動之前,我國沒有獨立的輸配電價。銷售目錄電價體系非常復雜,不同區域、行業、電壓等級的銷售電價差別很大,內含了購電成本、輸配電成本、輸配電損耗、政府性基金及附加等,還存在交叉補貼。因此,電網成本不透明一直被人詬病。輸配電價改革是新一輪電力體制改革的重要組成部分,2015年以來,國家發展改革委、國家能源局初步建立了覆蓋跨省跨區輸電工程、區域電網、省級電網、地方電網、增量配電網的全環節輸配電價監管制度框架,確定了我國輸配電定價的基本思路。透明電網的構建將有利于厘清輸配電資產及成本,建立適應于電力體制改革的輸配電資產全壽命周期成本管理模式,助力輸配電價的定價與監管。 當前,電力現貨市場建設已成為電力體制改革的關鍵任務之一,電力現貨價格也稱為實時電價,由電能生產的短期邊際成本確定,它是系統總生產成本對某一用戶在某一時刻用電量的偏導數。在實際電力市場中,實時電價一般由安全約束機組組合、安全約束經濟調度等短期運行優化模型求出,得到所謂節點電價或分區電價。節點電價受三個因素影響:發電邊際成本、線路阻塞情況和網損,采用節點電價法不僅可得到計及輸電阻塞的發電計劃,而且求出的節點電價也為阻塞費用的分攤提供了依據。但是,節點電價在實際應用中也存在明顯不足,特別是對電網物理參數和運行條件相當敏感(特別是電網阻塞情況對電價會產生明顯影響),導致發電商和用戶承擔過大的電價波動風險。此外,節點電價計算所需的電網參數都屬于機密信息,對于市場主體來說,市場出清模型有可能因此成為一個黑箱。因此,如何加強交易的透明性(即合理的信息披露機制)就成為電力市場建設的關鍵任務之一,也將是透明電網的用武之地。 有助于實現能源革命目標 能源安全是關系國家經濟社會發展的全局性、戰略性問題,對國家繁榮發展、人民生活改善、社會長治久安至關重要??倳?014年6月13日主持召開中央財經領導小組第六次會議時提出“四個革命、一個合作”的能源安全新戰略,從全局和戰略的高度指明了保障我國能源安全、推動我國能源事業高質量發展的方向和路徑。透明電網將從以下幾個方面助力能源革命目標的實現: 首先,透明電網建設可加速推動電氣化與信息化深度融合,助力能源消費革命。通過信息化手段,全面提升終端能源消費智能化、高效化水平,推動智慧能源城市建設和發展,推廣智能樓宇、智能家居、智能家電,助力智能交通、智能物流。培育基于互聯網/物聯網的能源消費交易市場,推進用能權、碳排放權、可再生能源配額等的網絡化、智能化交易,發展能源共享經濟模式。促進終端用能電氣化、信息化安全運行體系建設,保障安全可靠的能源消費。發展各類新型用電方式,支持新產業、新業態、新模式發展,提高新消費用電水平。 其次,透明電網建設可推進能源生產智能化,助力能源供給革命。促進風電、太陽能發電等可再生能源的智能化生產,推動化石能源發電的數字化、智能化改造,支持先進儲能系統開發。推動電力系統的數字化、智能化建設,并有效對接油氣管網、熱力管網和其他能源網絡,促進多種類型能源網絡互聯互通和梯級綜合利用,建設“源—網—荷—儲”協調發展、集成互補的能源互聯網。推動能源生產管理和營銷模式變革,重塑產業鏈、供應鏈、價值鏈,增強發展新動力。以透明電網為核心,構建基于大數據、云計算、物聯網等技術的能源監測、管理、調度信息平臺,以及服務體系和產業體系。 再次,透明電網建設能推動智慧能源基礎設施建設和裝備關鍵技術、信息通信技術進步,助力能源技術革命。建設完善的智慧能源基礎設施,促進ICT設備國產化。持續完善能源大數據平臺能力建設,合理規劃數據資產分類,開放數據分析與共享服務。提升設備智能感知與數據匯集能力,實現電力系統的萬物互聯,促進人工智能與傳統電力(能源)業務的深度融合。促進數據驅動背景下的電力(能源)基礎理論研究,使電力(能源)科學的研究范式從基于模型的分析/仿真科學向數據驅動的計算科學轉變,在大電網安全穩定運行、智能電網、大規模新能源接入、綜合智慧能源、數字電網、大規模儲能等關鍵技術方面取得突破。 最后,透明電網建設有助于加快形成企業自主經營、消費者自由選擇、商品和要素自由流動的電力(能源)市場體系,助力能源體制革命。促進完善的電力、油氣、煤炭以及用能權等能源交易市場建立,確立公平開放透明統一的市場規則。打破地區封鎖、行業壟斷,建立主要由市場決定價格的體制機制。促進競爭性環節價格的全面放開和公開公平競爭,建立科學合理的信息披露機制,加強對市場價格的事中事后監管,規范價格行為。透明電網助力政府定價成本監審,推進定價公開透明,完善政府在重要民生和部分網絡型自然壟斷環節的價格監管制度。落實和完善社會救助、保障標準與物價上漲掛鉤的聯動機制,保障困難群眾基本用能需求。...
近年來隨著科技的進步,各種類型的電池和儲能技術得到了長足地發展。高效的儲能技術在社會生活中擁有廣泛的使用場景。就電力工業而言,儲能技術將為太陽能和風能等關鍵可再生能源的發展提供更堅實的基礎。太陽能和風能具有間歇性,其穩定性方面的劣勢一直是制約其大規模發展并全面替代傳統化石燃料的一大阻礙。 在發電項目端,如果能將過剩的電力儲存起來,并在發電中斷時釋放到電網當中,那么發電項目就能夠提供更為穩定的電能輸出,提高其市場競爭力。 從電網運營者的角度來看,如果需要面對更大比例的間歇性發電,儲能設施的啟用能夠幫助平衡負載,提高電網的運行效率。從社會整體角度而言,儲能系統能夠減少對額外發電能力的需求,在化石燃料能源仍然發揮重要作用的系統中,將有助于減少化石燃料的消耗和相關的碳排放。 英國在可再生能源發電領域,尤其是海上風電領域,走在世界前列;其電力行業對儲能解決方案的需求尤為強烈。儲能項目作為一個新的基建投資類型引起了業界廣泛的關注和興趣,然而無論是市場業態還是商業模式,英國的儲能業務市場還處于探索階段。相應地,針對儲能業務的法律監管制度也在不斷調整、變化和完善。 基于發電業務的監管體系 在相當長的一段時間,大規模的抽水儲能水電裝置是唯一的工業級儲能形式;相應地,英國在法律制度中一直沒有單獨定義和區分“儲能”業務,而將其作為“發電”的一種特別形態。Ofgem也在2018年12月明確表示,考慮到儲能項目和發電項目具有相似的特性,且兩者在向電網輸出電力的功能類似,因此儲能項目應當適用發電業務的監管框架。 然而隨著新的儲能技術、新的項目形態不斷涌現,英國政府和業界都意識到兩方面的問題,一是現有制度體系下對于“儲能”項目沒有明確定義,因此,規則的適用有模糊和不確定之處;二是全盤適用“發電”監管體系可能對儲能行業造成不必要的限制和負擔。這兩方面相互交叉的問題在很大程度上抑制了投資人對投資儲能行業的積極性,阻礙了產業的發展。 針對上述情況,自2016年以來,英國政府和英國國家電網開始系統性地審視儲能業務的特性,在監管制度和電網運行規則等多個方面有針對性地推出更新的或獨立適用的監管規則。 牌照制度 如前所述,Ofgem明確表態發電行業的監管規則適用于儲能項目,后續推動《2004年電力法》的修訂已從議會立法層面明確這一基本原則。2017年以來,Ofgem經過多輪的公開征求意見,已在發電牌照的標準條款行文中納入了“儲能”業務的相關表述。 在現有的發電業務牌照制度下,50MW以下的發電項目無需發電牌照,而50MW及以上的發電項目需要向Ofgem申請牌照。 業界普遍的共識是50MW的門檻實質上限制了儲能項目的投資規模并降低了投資人對儲能項目的投資意愿,原因在于:(一)獲取發電牌照后所受到的監管限制(牌照標準條款等)與這一規模的儲能項目的特質并不匹配;(二)獲取發電牌照后,儲能項目必須加入一系列的行業技術規范和結算體系,這些技術規范和結算體系并不完全適用于儲能項目的特點,但是會帶來額外的合規和運營成本。 因此,實踐中有不少投資人將相對較大規模的儲能項目分成若干個小于50MW的子項目;但這種做法在一定程度上犧牲了項目的經濟性,增加了項目投資和運營成本。 針對上述困境,業界曾經普遍呼吁引入單獨的“儲能牌照”制度,以更好地適應儲能業務的特點,然而,Ofgem在2018年12月的表態否認了這一監管路線。未來在發電牌照框架下針對儲能類項目是否會有特別的適用規則,也有待Ofgem的進一步明確。 規劃許可制度 在英國現有的規劃許可制度下,任何50MW及以上的發電項目(包括儲能)均被納入到國家重大基礎設施項目(NationallySignificant Infrastructure Project,NSIP)范疇,進而其規劃需要在中央政府層面進行評估,并獲得內閣部長的批準;50MW以下的發電項目則落入城鄉規劃法(Town and Country Planning Act,TCPA)的常規范疇,并由地方政府進行規劃審批。 NSIP審批制度的設計初衷是為影響國計民生的重大基礎設施項目提供一站式的規劃審批;獲得該審批后,項目落地的確定性非常高,但是審批過程相對冗長(最長達18個月),合規成本也相對較高。 業界普遍認為儲能項目對其周邊環境的影響相較于傳統發電項目顯著較低,以50MW為限納入NSIP規劃制度的必要性相對較低,并且該規劃審批制度嚴重影響了儲能項目的投資規模和投資人的投資意愿。 經過兩輪公開征求意見,英國商業、能源與工業戰略部(Department for Business,Energy & Industrial Strategy,BEIS)在2020年7月發布了新的政策文件,宣布將改變現有規劃審批規則,將所有形式、所有規模的儲能項目均納入常規的城鄉規劃法審批范疇,由地方政府進行規劃審批,而不再適用NSIP制度。 上述制度的唯一例外是50MW及以上的抽水儲能項目,由于其規劃將帶來的影響與水電項目類似,因此,仍然在NSIP制度下進行規劃審批。BEIS已明確宣布在議會立法層面推動上述規劃制度變革的落地,但目前尚無明確的立法時間表。 針對電網運營商的限制 基于其業務性質和業務需求,輸電系統運營商(TSOs)與配電網絡運營商(DNOs)(下文對兩者合稱“電網運營商”)對于儲能設施的發展有著天然的興趣;他們也有相對充裕的資金來進行儲能項目的投資。然而電網運營商參與儲能項目的投資和運營卻面臨著兩大監管障礙。 一、在投資和所有權方面,歐盟層面的場網分離規則(unbundlingrules)要求所有的電網運營商必須將其電網運營職能與發電項目的所有權進行分離。由于儲能項目也被視為發電項目的一類,因此在現有規則體系下電網運營商將無法對儲能項目進行投資。 二、在運營層面,針對配電網絡運營商,2018年12月,Ofgem通過引入“配電網絡運營牌照”標準條款31D和43B,明確限制了配電網絡運營商參與發電(包括儲能)項目的運營,且該項禁令同等適用于50MW以下不需要授予發電牌照的發電和儲能業務。Ofgem的主要關切點在于配電網絡運營商可以基于其市場壟斷地位,獲取其他市場參與者(即其他儲能業務運營方)無法獲得的信息,從而獲得不公平的市場競爭優勢。 上述限制有三類例外,包括(1)除不列顛本島以外的島嶼內部電力系統;(2)已經獲批擁有(為保證電網穩定運行的)有限發電能力的配電網絡運營商;(3)其他Ofgem給與特別例外審批的情況。此外,配電網絡運營商的經營活動還有以下進一步的限制:(1)其非配電業務的收入不得高于其年度總收入的2.5%;(2)其向非配電業務的投資總額不得超過已發行股本、股份溢價和資本公積總和的2.5%。 值得一提的是,上述禁令只載于配電網絡運營商的標準條款行文中,并不適用于輸電系統運營商,且輸電系統運營商的牌照條款尚未進行對應的更新,因此,監管層面存在一個灰色地帶,即輸電系統運營商或許可以運營50MW以下的儲能項目。 然而,Ofgem在2017年9月公開征求意見的政策性文件中曾經表示,場網分離規則針對的是業務性質,不能認為小規模的發電業務在發電牌照監管水平以下,就可以由輸電系統運營商投資運營。因此,我們預計在后續的法規更新過程中,輸電牌照標準條款會有類似配電牌照標準條款31D和43B的更新。 電網系統費用 在英國,接入電力系統的市場參與者需要繳納一系列的電網系統費用,包括輸電網絡系統使用費(TransmissionNetwork Use of System,TNUoS)、平衡服務系統使用費(Balancing Services Use of System,BSUoS)、配電系統使用費(Distribution Use of System,DUoS)和剩余費用(Residual Charges)等。 在既有的系統收費制度下,儲能項目既要在入口端(充電過程)繳納系統費用,也要在出口端(放電過程)繳納系統費用,面臨雙重付費的情況。Ofgem和市場參與者均意識到該等雙重付費的情況讓儲能項目比一般發電項目承受了更大的系統費用負擔,扭曲了市場競爭關系,造成了不公平的市場競爭地位。自2017年前后起,行業參與者和政府部門在這一領域的專項研究和政策建議已經逐步落地;改革的方向和共識較為明確,即儲能項目未來將只針對出口端(放電過程)繳納系統費用,而不再就充電過程繳費。 政府補貼 英國有數項針對低碳發電的補貼政策,包括氣候變化費(ClimateChange Levy,CCL)、可再生能源義務(Renewable Obligation,RO)、上網電價(Feed in Tariffs,FIT)、差值合同(Contract for Difference,CfD)等。各項制度在初始立法時均沒有考慮儲能項目的存在,其是否適用、以及如何適用于儲能項目需要在相關規則項下進行明確。 CCL是在商業用戶或公共事業用戶消耗電力時收取的費用。在充電環節,儲能項目在滿足特定條件情況下,可以比照發電項目享受費用減免,但是在放電環節仍然需要在特定條件情況下向最終用戶收取CCL。 針對已經獲得RO和FIT補貼的發電項目,如果項目業主希望在站內加裝附屬儲能設施(co-located storage),則視同對發電項目本身進行變更,需要將相關事項通知Ofgem。Ofgem會按照相關規則進行個案評估,以確定改造后的設施是否仍然可以享受RO或FIT補貼。 CfD類補貼的標準合同條款明確規定相關發電項目不得自行使用儲能設施,但是允許相關發電項目與第三方獨立參與電網平衡機制的儲能項目在一定限度內進行協作。 參與容量市場 容量市場(Capacity Market)制度是英國政府為了鼓勵發電環節投資、保障電網系統穩定推出的一項舉措。政府通過招標流程,提前四年(T-4合同)、三年(T-3合同)或一年(T-1合同)就相關年度的容量響應進行招標;發電項目、儲能項目以及具備需求彈性的電力用戶企業均可以參與投標。中標者在相關年度內承諾在用電高峰期響應國家電網公司的容量調度需求,并就此按月獲得固定收入。對于已投產項目,容量市場合同的期限通常為1年期,對于新投資項目,期限可以長達15年。容量市場合同是儲能項目重要的收入來源之一。 2018年11月,歐洲法院裁定“容量市場”合同可能屬于違反歐盟法律的國家補貼行為,導致該類合同一度被暫停執行。2019年10月,歐盟委員會正式裁定該類合同不違反歐盟法律,此后“容量市場”制度在英國市場得以繼續執行。 在容量合同制度下,自2017年12月起,英國政府針對不同技術路線的儲能項目設定了不同的技術規格要求和結算指標,充放周期更長的儲能項目將獲得更高的收入回報。 2020年5月,BEIS發布了關于容量市場制度的最新政策性文件,其中的主要變化之一是加入了對碳排放量的限制,這意味著高排放的化石能源發電項目參與容量市場合同的競標將受到限制,而清潔發電能源以及儲能項目將從這一新政中獲益。 參與平衡系統 在英國電力市場中,電網運營商會就網絡平衡服務(Balancing Services)進行招標,由各發電項目進行競標。從業務特性來看,儲能項目可以參與固定頻率響應(Firm Frequency Response,FFR)與增強頻率響應(Enhanced Frequency Response,EFR)等合同的競爭。 在過往的市場實踐中,電網公司通常會在此類合同設定排他性條款,即一旦中標,該等合同將構成相關項目的唯一收入來源。如果參與此類競標,則儲能項目的收入較為單一,從而降低了整個項目的可行性;但如果不參與競標,儲能項目則需要與相當數量的交易相對方進行細致的合同談判(且無市場標準合同可循),交易成本相對較高。 為進一步鼓勵儲能領域的投資,Ofgem于2018年9月開始就移除相關合同中的排他性條款公開征集意見,并評估相關影響,目前相關政策的變更尚無明確的方向和時間表。與此同時,英國國家電網開始適度地延長儲能項目簽訂FFR合同的期限——由過去的最長不超過2年,延長到4年,提供更長時間跨度的收入穩定性,以進一步鼓勵和吸引投資。 在全球范圍內,英國擁有最為成熟和復雜的電力市場監管規則體系之一。在新的業態面前,現有制度的錯位、空白和制約逐步顯現;在政府和業界的互動和檢討中,相關的法律監管框架在逐步變化、清晰和完善。筆者希望英國在電力行業監管上的制度探索可以對于中國發展儲能業務、發展適合的法律監管框架提供借鑒。...
在電力新基建規劃下,可再生能源加速發展,到2025年煤電裝機增長至11.5億千瓦,較2019年底凈增1億千瓦,“十四五”新增的煤電裝機將僅為“十三五”時期的1/4。 “當前,電力行業正面臨轉型機遇,而疫情影響可能改寫‘十四五’電力需求增長的預期軌跡,客觀上擴大了電力轉型窗口?!比A北電力大學近日發布研究報告《新冠疫情后的中國電力戰略路徑抉擇:煤電還是電力新基建》(以下簡稱《報告》)指出。 《報告》認為,電力傳統基建規劃下,風電、光伏等可再生能源正常發展,繼續優先煤電建設,到2025年煤電裝機增長至12.5億千瓦,較2019年底凈增2億千瓦;但在電力新基建規劃下,可再生能源加速發展,相對于傳統情景減少部分煤電建設,到2025年煤電裝機增長至11.5億千瓦,較2019年底凈增1億千瓦,“十四五”新增的煤電裝機將僅為“十三五”時期的1/4。 煤電批量重啟難掩生存困境 中電聯此前發布的數據顯示,截至2019年底,全國煤電裝機10.4億千瓦,占發電裝機總量的52%。上述《報告》指出,根據“十三五”規劃,到2020年煤電裝機應小于11億千瓦,但今年底煤電裝機很可能接近11億千瓦。 據記者了解,今年以來,大量煤電項目獲得核準,多個省份的停建緩建煤電項目重啟,煤電呈現“開閘”之勢。 中電聯行業發展與環境資源部副主任葉春表示:“盡管‘十三五’煤電裝機大概率會在規劃目標內,且今年以來煤電板塊經營狀況有所緩解,但國家近期為了對沖經濟下行風險,加大固定資產投資,火電項目核準頻繁,部分地區的電力供應可能將再現過剩?!?另一邊,火電機組利用小時數普遍偏低,火電企業破產、虧損的消息屢見不鮮,煤電深陷生存困境。 “由于可再生能源運行不穩定,目前核準批復的煤電項目中,很大一部分是特高壓配套電源,火電承擔調峰功能,與風光打捆輸送。但這種規劃是否可行,大量可再生能源的接入,調峰成本又應該由誰買單,這都是‘十四五’規劃中需要探討的問題?!比A北電力大學經濟與管理學院教授袁家海指出。 傳統基建利用效率不及預期 《報告》指出,煤電和主要用來輸送煤電的特高壓線路屬于傳統基建,強調在硬件方面的投入,追求數量上的規模效益,是供給側規模經濟,而非新時代要求的供需互聯的經濟發展模式?!斑@種‘重發、輕供、不管用’的電力發展理念無法解決當前及未來長期面臨的‘電量充裕、電力緊張’的結構性矛盾?!?對于電力新基建,《報告》指出,電力新基建突出結構調整和經濟轉型升級功能,電力加強與5G、物聯網、大數據等創新技術的融合,實現電力系統的綠色、安全、高效、智慧發展。袁家海認為,基于此,電力新基建包括以光伏、風電為代表的可再生能源、儲能技術、綜合能源服務、配電網和數字電網等?!半娏π禄▽①x予需求側響應和節電效率更高的水平?!?袁家海對比了電力傳統基建與新基建的產業鏈,以及帶來的投資效果與產出,認為與新基建相比,傳統基建的性價比值得商榷?!澳壳懊弘姾吞馗邏狠斔颓鍧嵞茉吹睦眯蔬h不及預期。2019年,設計容量為680-1050萬千瓦的浙福線路、1000千伏的晉東南-南陽-荊門線路、900千伏錫盟-山東線路,這三條通道利用率均僅有10%左右?!?“此外,特高壓線路的建設雖旨在輸送可再生能源電力,但在實際運行時,卻需要大量配套煤電。以甘肅酒泉—湖南±800千伏輸電工程為例,作為我國首條大規模輸送新能源電力的特高壓直流工程,其設計輸送能力為800萬千瓦,配套的煤電高達600萬千瓦?!痹液Uf。 新基建或助力煤電高質量發展 自然資源保護協會高級顧問楊富強指出,為實現二氧化碳排放力爭于2030年前達峰的中期目標和努力爭取2060年前實現碳中和的遠景目標,我國未來要推進形成以清潔可再生能源為中心的靈活清潔、安全高效的電力系統,新基建是必然選擇。 袁家海也表示,電力傳統基建投資取向偏好大型國企,相比之下,由于民企在電力新基建產業擁有更高的市場份額,能夠充分拉動民間投資,創造就業機會。 《報告》建議,隨著新能源接入電網,煤電的遠距離輸送應盡可能減少,建設特高壓應優先考慮可再生能源消納,優化配置全國能源資源?!懊鞔_增量特高壓項目配套大規模煤電遠距離輸送不符合電力發展方向,需要支持的是‘風光水火儲一體化’‘源網荷儲一體化’的跨區消納模式;傳統的‘風火光打捆’特高壓輸送模式,應明確特高壓通道最低利用率和年輸送新能源電量最低比例?!?《報告》還強調,在電力新基建體系下,應逐步退出落后煤電機組,優先開發消納清潔能源,提升電力供給質量,配電網和數字電網建設提升電網供給效率,煤電靈活性改造和延壽管理擴大有效供給,促進新能源消納。...
換電模式,在業界的大力呼吁和國家相關政策支持下,逐漸走向市場前端,火熱起來。 今年以來,我國連續出臺相關政策:4月,影響全行業的《關于完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》明確提到支持“車電分離”等新型商業模式的發展;10月中旬,工信部表示正加快制定《電動汽車換電安全要求》的國家標準;11月2日,國務院辦公廳正式發布了《新能源汽車產業發展規劃(2021-2035年)》,明確提出要大力推動充換電網絡建設,鼓勵開展換電模式應用。 那么,換電模式究竟有哪些“好處”?為什么要支持和推廣這一模式?換電又會給行業帶來怎樣的改變?落地和推廣又需要解決哪些難題,突破哪些障礙?換句話說,新能源汽車的“換電時代”已經來到了嗎? 換電模式的好處在哪里? 換電模式在中國并非新生事物。早在20多年前,換電模式就已經存在于特定的車輛補能場景中?!罢嬲囊幠;茝V是在2016年前后。因為充電帶來的焦慮亟待解決?!眾W動新能源汽車科技有限公司技術副總裁蘭志波介紹,而能夠解決的辦法:一是將充電時間縮短,也就是快充;另一辦法就是解決電動車能量的快速補充,也就是換電?!皳Q電很樸實,就是為了解決充電慢的一個服務端的解決方案?!?在杭州伯坦科技工程有限公司董事長聶亮看來,換電是市場“自然選擇”的結果。電動汽車由于配載電池導致其售價較燃油車高出30%-40%,令用戶“買的貴”;同時,里程焦慮的產生則來自能量補充無法及時和方便,導致用戶“用的煩”。兩大因素制約了電動汽車的市場化發展?!耙獜母旧辖鉀Q問題,我們認為車與電池一定要分開?!甭櫫帘硎?,電池要由持有者來做經營,以解決買的貴的問題;鋪設足夠密度的換電網服務站點,則可以解決用的煩的問題。這樣才能讓電動車產業持續發展?!笆鞘袌龆说男枨筮x擇了這個路線?!彼麖娬{。 作為相關主管部門的負責人,原國家863電動汽車重大專項動力電池測試中心主任、中國電動汽車充電基礎設施充電聯盟副秘書長王子冬從行業角度給出綜合性看法:換電與充電并不矛盾,只是一種能量補充方式。換電的真正涵義是換下來充電,而不是換下來不充電。他表示,推廣換電,主要是考慮到近幾年來車載充電方式出現的一些問題,比如充電時間長、充電溫度低以及充電槍不合理等導致的安全隱患。相比之下,換電方式不但可以提高補電速度,還可以在可控的充電環境下給電池補電,更好的提高了安全性。 降低綜合成本、大幅提高效率、更加安全可控、以及促進全產業鏈更加細化專業的分工和資產管理等,換電模式的發展和進化正在彌補充電模式某些方面的不足,這也給了換電模式再度“崛起”的理由和支撐。 “這兩種方式并不矛盾,未來到底哪種方式好,往哪個方向走,還要看市場的體驗和需求?!蓖踝佣赋?,目前很大一部分換電市場是B端用戶在使用電動車,這取決于其工作特點和要求。換電應該是廣義充電方式里的一個分支或者說是一個補充。 解讀換電:現狀與問題 具備明顯優勢的換電是否會大幅改變現有的充電模式市場?未來的發展趨勢又會怎樣?在這幾位換電推動者看來,無論是從個人用戶層面,還是綜合社會能源體系的構建層面,換電都有更加廣闊的空間和效益。 “用戶買車最關心的是車的經濟性和便利性,至于能源如何補充并不是最重要的?!甭櫫琳J為,從這個角度,將來會有越來越多的用戶選擇換電方式。用戶需要的其實這樣一種普遍服務。當然,充電功能也同時保留,就如同固定電話和移動電話,換電就好比移動的電網,充電樁如同固定的電網。同時,換電還可以充分利用閑置的時間和低谷能源,長遠來看,換電有條件成為主流。 對此,蘭志波表示贊同。電動車時代面臨的不僅是車的事,還有社會能源體系構建的問題。電動車的能源補給會造成電網局部負荷過重,而電池本身的活躍性也會讓安全邊界更窄。如何保障電池使用安全,讓能源供給與巨大的單點需求匹配,以及降低電池帶來的過高成本等,都是新的命題?!拔覀儼l現換電可以達成方方面面的平衡,與電動車的使用是一個全面友好的關系?!痹趭W動看來,換電是可以將充電與用戶的需求分離開來的。 當然,沒有絕對完美的模式,既然換電是換下來充電,最后還是要充電,那么為何要多此一舉,是否會增加換電的成本和時間呢?媒體觀察員邱鍇俊也就此提出了自己的疑問。 “用戶自己在家里充電,電費可能在0.5元/Kwh,但是換電站建設有很大投入,這個經濟效益如何保證?換電的價格是不是更高?”王子冬指出,換電比充電增加了一個環節,成本一定會增加。同時,換電站需要大量備用電池,也需要更多資產支撐。此外,與目前匹配度較高的充電樁相比,換電需要統一規格、型號的電池,統一電池標準,也是換電市場當前最大的障礙之一。 推廣換電,要解決哪些產業難題? 產業端推廣換電模式仍需要破解一些難題和障礙。尤其在電池的標準化與商業模式的落地方面,幾位嘉賓從市場更深層面進行了分析和探討。 雖然換電模式的好處很多,但是否走這條路線、如何去發展首先需要得到產業界的認同。王子冬強調,尤其比較難的是整車企業,更要與行業一起向共贏的方向去推動。他以大幅提高物流行業效率的集裝箱標準化為例:集裝箱的推廣降低了物流業成本的90%,最關鍵的兩個抓手,一個是實現了標準化,一個是打通了產業鏈?!罢嚻髽I相互之間很容易形成各自的‘壁壘’,而推動換電是全行業受益的事情,大家要往一處想”。 杭州伯坦科技是業內較早推動電池包標準化的企業,聶亮對標準化的過程和難度更有感觸?!败囉秒姵嘏c手機電池的標準化還不一樣,電池包可以占到整車成本的40%-50%,如果大家都走差異化路線,那么整個社會的成本會非常高。所以標準化是必須發展的方向?!贝送?,他表示,車電分離之后還需要相應的商業模式,包括資產的經營等等。假設中國3億輛車,一臺車價值5萬,那就是15萬億的產業。這是一個需要全社會承擔和受益的資產成本規模,絕不是一家車廠能夠解決的問題。 “這是換電模式最大的優勢,也是我們行業遇到的最大難題?!甭櫫翉娬{,但是產業總歸是向趨利方向發展,作為從業者,他相信只要把標準堅持做下去,目標總會實現。 那么如何進一步推動電池的標準化?主持人邱鍇俊也提出了一個現象:目前很多車型都是車企早期按照充電的標準設計的,如果推廣換電,該如何在研發上做調整?同時,以電池包為核心資源之一的主機廠,又是否愿意放棄電池包的主動權? 奧動的做法是將與換電相關的部件集中在一起,形成類似過去電池箱的方式,這樣進行換電匹配的過程就很簡單?!耙呀浻泻芏嗾噺S采用這種換電的方式和技術,或者選擇這種部件,讓充電車變成具備換電功能的車?!碧m志波介紹。 至于車廠如何應用換電,“換電實際上是統一接口的規格,連接方案是一樣的,可以做到車與站兼容?!碧m志波說,目前換電站已經可以對用戶提供共享服務,即車在任何一個站都可以換電池。車車互通由于電池標準仍未解決,目前還需要些時間和過程。 商業模式的探索仍在路上 如何構建良性可盈利的商業模式,仍是換電模式面臨的首要問題。目前,蔚來已在私家車市場正式推出電池租用服務。商用車、出租車、網約車成為換電率先切入的細分領域。 談及電池資產的商業模式,王子冬認為可以借鑒國內第三方金融資產的運營者,以及集裝箱的通用模式、加油站的管理模式?;蛘吲c加油站聯合共建換電站,或者將換電站作為城市儲能的一個分支,總之要設法將“補電”變成一種有價值、可經營的“資產”?!白尨蠹颐靼?,換電站也是資產,誰擁有電池資產,誰就掌握了電動汽車推廣的支撐渠道?!彼忉?,動力電池壽命遠高于電動汽車,所以要把電池的價值充分挖掘利用好,這會特別降低前端電動汽車的使用成本。 另一個較難的問題是電池資產的管理,至今仍未形成完善的運轉。據聶亮介紹,將電池作為資產管理和流通起來,需要電池具備貨幣流通的本質特點:通用性與流通性。但是電池作為貶值類資產,很難正常釋放受益以吸引投資者購買,這需要電池上下游產業鏈的深度參與。只有構建一個基于良性流通的資產+金融生態環境,電池資產才能正常管理和運轉起來,否則也很難支持“車電分離”的真正推行。 總而言之,換電模式優勢顯著,好處多多,但在產業端的推行和落地還有大量工作要做。要得到諸多參與方的認同和合力推廣,行業本身也需要在基礎設施建設、電池標準統一、商業模式運行等方面完善和加強?;蛟S有一天,“車電分離”的實現,會成為破解新能源汽車產業核心痛點的“鑰匙”。...
長期以來火電在我國電力系統中處于絕對主導地位。2015 年火電審批權由國家發改委下放至地方,核準容量近 1.5 億千瓦,相當于平均每個省市自治區核準新增5個百萬千瓦大廠。歷史高峰帶來嚴重的裝機過剩風險。隨后受煤價快速上漲、煤電產能過剩、用電市場增長緩慢、市場競價加劇等因素疊加影響,火電企業生產經營陷入嚴重困難,利潤降低甚至虧損。隨著國家能源政策和煤炭市場化改革的不斷深入及大氣污染物排放標準提高,火電行業面臨著能源結構轉型、燃料成本約束、節能減排等一系列挑戰。未來一段時期內,火電企業需要從各方面做好準備和計劃,迎來歷史發展的新時期。 來源:北極星電力網 作者:張晨雯 國家開發銀行 本文系投稿,本文內容僅代表作者個人觀點 一、?新五大發電集團牽頭煤電資源整合 為增加火電行業集中度,改善煤電企業經營狀況,2019年12月國資委發布《中央企業煤電資源區域整合試點方案》,提出由國家電投、國家能源集團、大唐、華能、華電牽頭在甘肅、陜西、新疆、青海、寧夏5個煤電產能過剩、煤電企業連續虧損的地區開展第一批整合試點,進一步通過區域整合的方式優化資源配置、淘汰落后產能、減少同質化競爭、緩解經營困難。試點于2019年啟動,力爭到2021年末試點區域煤電產能壓降四分之一至三分之一。 2018年火電企業大面積虧損,新五大發電集團下屬煤廠474個,虧損占比54%,虧損金額達379億元。根據<<方案>>完成產權劃轉后,牽頭企業將淘汰關停落后產能,在不考慮其它電源擠占效應情況下,預計5省份的火電機組利用小時將有明顯增加。 新五大發電集團試點省份情況 注:我國火電資產分布在新五大發電集團、地方能源集團、企業自備電廠和民營企業。2019年五大集團合計火電裝機6.03 億千瓦,占全國火電總裝機一半以上。 二、燃料成本與火電企業的經濟效益密切相關 我國火電燃料以煤炭為主,由于燃料成本占火電企業總成本比例高,煤炭價格波動對火電企業盈利影響較大。2014-2015年煤炭出現嚴重過剩,2016 年政府出臺系列煤炭去產能政策文件,5月開始煤炭價格步入上行通道。經過一輪煤炭供給側改革,直到2019年煤炭優質產能釋放價格才有所下降?;仡櫄v年來火電企業凈資產收益率與煤炭價格之間的關系,火電ROE與煤炭價格下行周期呈反向變動趨勢。 受 2020 年疫情影響,年初煤炭需求不足,疊加二季度國外疫情爆發,進口煤低價導致國內煤炭價格承壓,價格較去年同期下降。受成本端壓力減小,下游需求端復工復產推進,2020年上半年以煤電為主的上市平臺盈利同比大幅增長。 三、可再生能源消納保障機制給火電企業造成壓力 為加快構建清潔低碳、促進可再生能源開發利用,近年來國家發改委、能源局發布《清潔能源消納行動計劃(2018-2020 年)》、《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》等相關政策,提出優先發展分布式可再生能源、清潔能源優先跨省與火電“打捆”交易、建設清潔能源外送通道及電網升級、探索清潔取暖、發展儲能等一系列改善清潔能源消納的措施,并對各省級行政區域設定可再生能源電力消納責任權重,建立健全可再生能源電力消納保障機制。部分省份已出臺相關政策除跨省跨區協議送電、符合超低排放要求的機組,火電機組不再安排優先發電量。我國光伏、風電產業經過十余年的發展累積,單位裝機及度電成本不斷下降,下限值已接近或部分達到當地火電脫硫燃煤標桿電價,可再生能源市場消納競爭力逐漸增強。與此同時,為保障可再生能源消納讓路而犧牲的火電利用小時數使得火電企業利潤空間在不斷被壓縮。 四、市場化交易增加煤企綜合電價的不確定性 2016年3月國家能源局下發《國家能源局綜合司關于征求做好電力市場建設有關工作的通知(征求意見稿)意見》,文中提出的電力市場化目標,“2018年實現工業用電量100%放開,2020年實現商業用電量的全部放開”。2019年全國范圍電力市場交易量占全社會用電的39%,雖然市場化進度低于預期,但從近三年的實際交易情況來看,煤電企業綜合電價在逐年下降,對企業經營狀況造成一定負面影響。 五、結語與建議 我國火電經歷了規?;l展、上大壓小、節能減排、煤電一體化的歷史階段,在可再生能源時代面臨的問題也更加突出。認識火電企業的現狀有利于因地制宜因勢利導優化火電未來新增資源的配置。據中電聯統計,2019年末我國火電裝機11.9億千瓦(其中煤電10.4億千瓦)在全國總發電裝機的占比下降至55%,火電發電量比重從2011年82%下降至68%,電源結構已逐漸向可再生能源轉變?!笆奈濉睂⑹俏覈茉崔D型的關鍵時期,清潔高效的火電與可再生能源之間絕不是簡單的零和博弈,電力平衡和對其他電源的調節補償決定了火電仍將發揮重要作用。但未來火電新增規模有多少,扮演何種角色,傳統火電企業如何發展,如何優化布局,還有賴于政府、企業、金融機構、規劃科研院所的進一步探討與合作。 ?...
什么是“雙循環”?即形成以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局。如果從產業角度看,我國光伏行業就是一個典型的“雙循環”范例。 2008年,光伏行業還是“兩頭在外”——上游原料對外依存度高,下游應用依賴國際市場,整個行業基本處在“國際大循環”狀態中。 從2009年開始,為應對歐美等地的“雙反”措施,我國光伏產業開始了“壯士斷腕”式的產業結構調整。伴隨這次調整,國內市場正式開啟,光伏行業也開始轉向“國內循環”。 2018年,歐盟終止對華光伏“雙反”措施,海外業務重新成為部分光伏企業的拓展方向,甚至被一些企業視為重點市場。與此同時,國內市場也日趨成熟,競價、平價、扶貧等多種類型的項目均有較強的競爭力,這讓“內外并重”的策略成為多數光伏企業的首選。 未來一段時間,我國國內經濟的大循環將被逐步打通,光伏的“雙循環”也需要繼續推進,但在實施過程中,需要注意細化和優化。 在“國內循環”中,企業應不斷挖掘國內市場的新需求、新機遇,特別是借助“新基建”的東風,提升技術能力,尋找新的應用場景;在“國際循環”中,企業應以新視角、新模式強化國際化布局,嘗試開放創新、近岸業務等新模式,以增加回報、降低風險。 “國內循環”:把握新型城鎮化機遇 激發國內需求、擴大新能源的應用場景,關鍵是要尋求“多點開花”。在“十四五”期間,光伏行業非常值得關注的領域就是新型城鎮化。 不久前,中金公司發布研究報告指出,在總結已披露的各地“十四五”前期課題研究成果后,發現高頻詞匯主要集中在創新、城市群、區域協調發展、新型城鎮化等方面??梢?,推動都市圈和城市群的發展將是“十四五”的重中之重。 在未來的一段時間里,各地將會建設很多新的基礎設施,以順應人口向城市遷移的趨勢,優化經濟的空間結構,釋放內生發展動力。 新型城鎮化將伴隨著綠色和能效水平的提升,這恰恰是光伏行業的機會所在。當光伏和新型城鎮化融合,必然生發出諸多新的需求,推動光伏應用“多點開花”,不僅會擴大光伏產品的多元化應用領域,還有可能推動行業開啟精益生產。 盡管生產流程復雜、技術升級頻繁,但近年來,智能制造等高科技手段開始被一些光伏企業所嘗試。當下,配合新型城鎮化過程中出現的多元化需求,企業不僅需要提高產品質量,還要具備滿足各種小規模需求的供應能力。這就要求改進生產組織方式和管理技術,提升企業生產體系的靈活性。這正是精益生產可以實現的。 精益生產的核心是“精”,既要保證生產的供應精準、不留庫存,又要強調相互協作及業務的精簡、減少流程,這與光伏市場未來發展趨勢也是相吻合的。在國內光伏市場容量持續擴張的過程中,市場需求也會漸趨多樣化,光伏企業不僅要面向B端市場,而且可能會開啟C端市場,不同層次的市場將生發更為碎片化的需求。如果擁有大規模生產和精益生產兼備的生產能力,企業就不會因市場轉型和需求多元化而措手不及。 “國際循環”:實現三輪驅動 10月13日,國際能源署發布《世界能源展望2020》。這份報告預計,盡管受疫情影響,今年全球能源需求出現整體下降,但全球清潔能源需求仍將保持0.9%的正增長。 因此,“走出去”仍將是國內光伏行業的重要選擇,但前提是,企業要選擇更加穩妥的方式去拓展國際市場。實現出口貿易、近岸生產和開放創新的三輪驅動,或是最好的選擇。 一是繼續開拓出口市場。 自從去年歐盟取消對華光伏“雙反”措施后,美國也在2019年12月宣布了對雙面光伏組件豁免“201法案”下的進口關稅,貿易政策的變化重新激活了中國對歐美市場的出口。根據中國光伏行業協會的統計,2020年1~5月,中國對歐洲的光伏組件出口進一步增長,出口額為26.6億美元、同比增長了12.3%,對美國的出口額達到了3.1億美元、同比增長20倍以上。但受疫情管控和貨幣貶值等因素影響,今年對印度和拉丁美洲市場的出口量有所下降。 盡管出口狀況在很大程度上仍取決于市場所在國的政策變化,但光伏企業依然可把出口貿易作為參與國際循環的重要選項。但應當視國外相關政策的變化,對出口目的地和貿易規模進行靈活調整。 二是海外投資要因時而變。 從全球生產的角度來看,新冠肺炎疫情的沖擊在很大程度上體現為,一旦全球供應鏈若干重要環節因疫情而中斷,就可能造成整條產業鏈停擺。目前,不少國家已經開始重新評估本土產業鏈的安全性,試圖優化和重塑產業鏈供應鏈體系。 在全球生產秩序恢復正常以后,區域化和近岸化可能成為國際投資和全球產業布局的新趨勢。近岸化是和離岸化相反的概念。離岸化是通過全球范圍內的投資和業務外包,利用國家或地區的勞動力成本差異,降低生產成本,提高經營效率。這種模式強調的是“高效率”和“低成本”。而近岸化則是利用鄰國生產要素的業務模式。這種模式更強調“安全”和“便捷”。如果疫情后全球供應鏈體系調整出現這些新變化,到主要市場所在國或其鄰國投資設廠,就近供應區域市場,可能將成為中國光伏企業開拓國際市場的重要選項。 三是不斷擴大開放式創新合作。 要想進一步提升光伏行業的發展水平,持續的技術創新不可或缺。在過去幾年里,我國光伏行業的研發水平和技術能力進步很快,但在一些關鍵核心領域,尤其是最尖端、最前沿的技術領域,仍有較大的提升空間。當下,中國光伏行業已經具備資金、市場、環境等諸多優勢,應當充分利用國內國外兩個資源和兩個市場來推動技術進步,既要聚焦自主研發,也要實施開放式創新,通過整合全球創新資源,實現集思廣益。 “雙循環”離不開四個支柱 從前幾年的經驗看,光伏行業的“雙循環”離不開四個支柱,即擴大內需、優化供給、深耕技術和關注海外。 擴大內需就意味著要通過激活國內光伏需求,不斷釋放國內市場的潛力。這也是2012年后光伏行業最大的亮點。2013 年8月,國家發改委出臺《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》等一系列文件,此后幾年中,我國光伏行業市場快速發展,截至2019年12月,全國光伏累計裝機突破200吉瓦。 任何產業要實現迅速發展,僅靠擴大需求端是遠遠不夠的,還要提高供給端的質量與效率。過去幾年,在光伏產能不斷擴張的同時,供給質量也在不斷提升。光電轉換率的提高就是高質量供給的表現之一。隨著技術進步,我國光伏電池轉換效率不斷提升。特別是在過去一年,大硅片、高功率組件市場逐步完善,產品升級的速度超出了市場預期。 優化技術是產業升級的重要支柱。近年來,國內光伏產品持續升級,產品質量和技術水準不斷提高。但必須承認,部分關鍵的技術環節仍存在短板。比如,光伏上游的制造儀器、部分核心零件等。要實現核心技術的突破,需要行業繼續加大研發力度,進一步提升創新能力,為新能源產業的可持續發展提供堅實的技術支撐。 國際市場能夠為光伏產業發展提供重要支撐。盡管部分國家和區域出現了“逆全球化”的現象,但是經濟全球化的大趨勢并沒有中斷,區域經濟一體化正在重構全球生產貿易體系。今年年底,亞太地區最大的區域貿易協定《區域全面經濟伙伴關系協定》或將簽署,它不僅會極大地促進亞太地區的投資與貿易,也將使光伏行業從中獲益良多。 上述四根支柱的內在邏輯非常清晰,即先通過擴大內需、改善供給、促進創新等措施做大、做強、做優國內市場,再將龐大的產品供應能力和強大的產業競爭優勢在國際市場進一步釋放出來?!笆奈濉逼陂g,四根支柱不僅要立好,而且要立穩,只有這樣,才能讓國內循環和國際循環實現有機結合,構筑出光伏行業的完整“雙循環”。...
細則出臺后,幾家歡喜幾家愁。實際發電小時數高于核定小時數的區域最“受傷”。同時,有觀點指出,政策對光伏與風電未能“一碗水端平”,不少業內人士對“厚”光伏“薄”風電頗有微詞。 近日,財政部、發展改革委、國家能源局聯合印發《關于<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》(以下簡稱《意見》),對可再生能源電價附加補助資金結算規則進行了明確。值得注意的是,本次《意見》僅針對存量可再生能源項目,增量的平價項目并不在《意見》范圍之內。 從今年6月明確2020年923.55億元的補貼預算,到“以收定支、優先級明確”的發放原則,再到當前“合理利用小時數”的確定,多部委連發文件,旨在“治愈”可再生能源補貼拖欠之痛。 “合理利用小時數”首次出現在今年1月財政部發布的財建4號文《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》和財建5號文《可再生能源電價附加補助資金管理辦法》中,是相關部門綜合考慮多種情況,計算出來的地區合理的滿發小時數,與補貼發放金額直接掛鉤?!兑庖姟烦雠_將對可再生能源行業產生什么影響? “游戲規則變了” 明確補貼數額和時間 《意見》對風電、光伏發電以及生物質發電項目都進行了合理利用小時數的劃定。相關項目的實際利用小時數,只有在合理利用小時數內的部分,才能獲得中央財政的補貼資金。 以陸上風電為例,I至IV類資源區全生命周期合理利用小時數分別為48000小時、44000小時、40000小時和36000小時,經折算,年合理利用小時數約為2400、2200、2000和1800小時。 同時,補貼發放機制有了明顯變化?!兑庖姟芬笤跁r間軸上,并網之日起20年、全生命周期合理利用小時數,兩者取其一,以首先到達的時間節點計算核定發電量補貼,此后不再享受補貼。同時明確,選取核準容量和實際容量中的低值為補貼容量,如在核查中發現申報容量與實際容量不符,將按不符容量的2倍核減補貼資金。 中國光伏行業協會副秘書長劉譯陽表示:“這意味著,此前逐批進補貼目錄的發放機制不再繼續,國家批復的項目相當于‘確權’了,國家認拖欠補貼的賬,利好光伏行業,可大大減少光伏企業不確定性?!?易渡(武漢)咨詢服務有限公司負責人宋燕華表示,《意見》對補貼電價公式存在歧義的部分進行了修正?!?019年5月,財政部發布《關于下達可再生能源電價附加補助資金預算的通知》,文末補貼計算公式中的‘電網企業收購價格’引起激烈討論。本次《通知》對此表述進行了修改,正本清源,減少了不必要的麻煩?!?“幾家歡喜幾家愁” 配額、綠證交易大勢所趨 幾家歡喜幾家愁。有觀點指出,《通知》對光伏與風電未能“一碗水端平”,光伏發電政策傾斜明顯,不少業內人士對“厚”光伏“薄”風電頗有微詞。 “光伏組件存在明顯衰減,這一點在行業內已是共識,但是本次政策對‘衰減’二字只字未提。按合理利用小時數反算,光伏項目首年發電小時數可達1200-1800,高于目前光伏實際平均發電小時。發一度電有一度電的補貼,基本沒有起到像風電一樣‘砍’補貼的效果?!彼窝嗳A表示。 “對于海上風電而言,新政對海上風電‘全生命周期合理利用小時數為52000小時’的確定,以及2021年以后國家補貼的退出,無疑會加劇海上風電項目的投資風險?!币晃粯I內人士表示。 作為風電行業代表,遠景能源高級副總裁田慶軍表示:“這個政策主要針對已經獲取補貼電價的項目,明年開始陸上風電全面平價,不再享受補貼,后年開始海上項目全面平價。行業應該正確看待此政策的出臺,不必過度解讀,政策更多導向可再生能源積極參與市場化綠證交易,減少對補貼的依賴?!?田慶軍所說的綠證交易,也是《通知》中的重要內容之一,不再享受國家補貼后可核發綠證、參與綠證交易。劉譯陽表示,未來在發展機制上,綠證、可再生能源配額要發揮更大作用?!熬G證、配額制均是發揮全社會的力量支持可再生能源發展。要綠水青山、藍天白云,就需要付出一定的代價。原機制大部分成本由電力企業承擔,現在是‘誰付出、誰受益’,全社會所有電力用戶共同承擔?!?“避免出現反激勵”